Manual_de_Perforacion_Direccional_AMV.doc

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MANUAL DE
PERFORACIÓN DIRECCIONAL

TABLA DE CONTENIDO
ii
CAPITULO 1
CAUSAS QUE ORIGINAN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
• Localizaciones inaccesibles
• Formaciones de fallas
• Múltiple pozos con una misma plataforma
• Pozo de alivio
• Desviación de un hoyo perforado originalmente (side track)
• Pozos verticales (control de desviación)
• Pozos geotérmicos
• Diferentes arenas múltiples
• Aprovechamiento de mayor espesor de un yacimiento
• Económicas
CAPITULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
• Glosario de términos
• Elaboración de un gráfico de pozo direccional según cada concepto
CAPÍTULO 3
HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
• Herramientas deflectoras
• Herramientas de medición
• Herramientas auxiliares

TABLA DE CONTENIDO
iii
CAPÍTULO 4
TIPOS DE POZOS DIRECCIONALES
• Tipo tangencial
• Tipo “S”
• Tipo “S” Especial
• Ejercicios de cálculos de Dirección y Desplazamiento Horizontal
• Diseño direccional de un pozo tipo “J” y tipo “S”
CAPITULO 5
MÉTODOS DE ESTUDIOS DIRECCIONALES
• Método Tangencial
• Método de Ángulo Promedio
• Método de Radio de Curvatura
• Método de Curvatura mínima
CAPÍTULO 6
CORRECCIÓN POR DECLINACIÓN MAGNÉTICA
• Definición general
CAPÍTULO 7
TEORÍA GENERAL DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
• Introducción
• Tipos de pozos horizontales
• Métodos de construcción de pozos horizontales
CAPÍTULO 8
ULTIMA TECNOLOGIA SOBRE PERFORACIÓN DIRECCIONAL
• Perforación direccional con sistema rotatorio
• Perforación paralela de precisión
BIBLIOGRAFIA

INTRODUCCIÓN
iv
Cada año, más empresas inmersas en el negocio petrolero planean y utilizan
pozos direccionales como parte de sus programas de perforación. Con el tiempo,
los equipos y técnicas de perforación direccional se han ido perfeccionando
generando así un proceso más eficiente, confiable y exacto cuya aplicabilidad se
plantea más frecuente a corto, mediano y largo plazo.
Para ello es necesario tener conocimientos básicos dentro del amplio tema de la
perforación direccional, especialmente los referidos a las causas, características,
tipos de pozos, herramientas utilizadas, métodos de cálculo y aplicaciones más
comunes. Un aprendizaje completo respecto a este tema permite abrir un abanico
de posibilidades al momento de planificar un pozo, así como innovar e
implementar tecnología de punta que permita construir pozos no sólo a bajo costo
y en menor tiempo, sino con los menores problemas operacionales posibles.

OBJETIVO GENERAL
1
Basándose en la información geológica disponible y los conocimientos básicos
sobre perforación direccional, elaborar un programa para perforar un pozo de
petróleo, agua o gas; aplicando el método y seleccionando las herramientas de
acuerdo al problema establecido.

CAPÍTULO 1
2
Perforación Direccional
Definición
La perforación direccional controlada es el arte de dirigir un hoyo a lo largo de un
curso predeterminado a un objetivo ubicado a una distancia dada de la línea
vertical. Los principios de aplicación son básicamente los mismos,
independientemente, si se utiliza para mantener el hoyo tan cerca como sea
posible a la línea vertical, o desviarla deliberadamente de ésta.
Figura Nº 1.1 Perforación direccional

CAPÍTULO 1
3
Ventajas y Desventajas
Ventajas.
• Posibilidad de obtener más producción por pozo.
• Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.
• Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los
mercados.
• Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos de
operaciones.
• Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que desde un
solo sitio se pueden perforar varios pozos.
• Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la capacidad
productiva del pozo depende del espesor del estrato, además de otras
características geológicas y petrofísicas.
Desventajas
• Mayor planificación previa de la construcción del pozo.
• Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la orientación
del hoyo.
• Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.
• Costo más elevado respecto a un pozo vertical.

CAPÍTULO 1
4
Causas que originan la Perforación Direccional. Ç
Existen varias razones que hacen que se programen pozos direccionales, estas
pueden ser planificadas previamente o causadas por problemas en las
perforaciones que ameriten un cambio de programa en la perforación. Las más
comunes son las siguientes:
- Localizaciones Inaccesibles
Son aquellas áreas a perforar donde se encuentra algún tipo de instalaciones o
edificaciones (parques, edificios, etc), o donde el terreno por sus condiciones
naturales (lagunas, ríos, montañas, etc) hacen difícil su acceso.
Figura Nº.1.2 Localizaciones Inaccesibles

CAPÍTULO 1
5
Domo de Sal
Donde los yacimientos a desarrollar están bajo la fachada de un levantamiento de
sal y por razones operacionales no se desea atravesar el domo.
Figura Nº.1.3 Domo de Sal

CAPÍTULO 1
6
Formaciones con Fallas
Donde el yacimiento está dividido por varias fallas que se originan durante la
compactación del mismo.
Figura Nº. 1.4 Formaciones con Fallas

CAPÍTULO 1
7
Múltiples pozos con una misma plataforma
Desde la misma plataforma se pueden perforar varios pozos para reducir el costo
de la construcción de plataformas individuales, minimizando los costos por
instalación de facilidades de producción.
Figura Nº.1.5 Múltiples pozos con una misma plataforma

CAPÍTULO 1
8
Pozos de Alivio
Es aquel que se perfora para controlar un pozo en erupción. Mediante el pozo de
alivio se contrarresta las presiones que ocasionaron el reventón.
Figura Nº.1.6 Pozos de Alivio
Desviación de un hoyo perforado originalmente
Es el caso de un hoyo, en proceso de perforación, que no “marcha” según la
trayectoria programada, bien sea por problemas de operaciones o fenómenos
inherentes a las perforaciones atravesadas.
Figura Nº.1.7 Desviación de un hoyo perforado originalmente

CAPÍTULO 1
9
Pozos Verticales (control de desviación)
Donde en el área a perforar existen fallas naturales, las cuales ocasionan la
desviación del hoyo.
Figura Nº.1.8 Pozos Verticales (control de desviación)
Pozos Geotérmicos
Es aplicable en países industrializados donde la conservción de la energía es muy
importante. Se usan como fuentes energéticas para calentar el agua.
Figura Nº. 1.9 Pozos Geotérmicos

CAPÍTULO 1
10
Diferentes Arenas múltiples
Cuando se atraviesa un yacimiento de varias arenas con un mismo hoyo.
Figura Nº.1.10 Diferentes Arenas múltiples
Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento
El yacimiento es atravesado por la sarta en forma horizontal.
Figura Nº.1.11 Aprovechamiento de mayor espesor del Yacimiento

CAPÍTULO 1
11
Desarrollo múltiple de un Yacimiento
Cuando se requiere drenar el yacimiento lo más rápido posible o para establecer
los límites de contacto gas-petróleo o petróleo-agua.
Figura Nº.1,12 Desarrollo múltiple de un Yacimiento

CAPÍTULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
12
En la planificación de un pozo direccional se deben tener claro ciertos
conocimientos de la trayectoria de la dirección que se quiere que el pozo tenga,
igualmente de los conceptos generales que están involucrados en la técnica
direccional.
Azimuth
Es el ángulo fuera del norte del hoyo a través del Este que se mide con un compás
magnético, con base en la escala completa del circulo de 360º. Ángulo de
inclinación (): Es el ángulo fuera de la vertical, también se llama ángulo de
deflexión.
Punto de Arranque (KOP)
Es la profundidad del Hoyo en el cual se coloca la herramienta de deflexión inicial
y se comienza el desvío del mismo.
Profundidad Vertical (TVD)
Es la distancia vertical de cualquier punto dado del hoyo al piso de la cabria.
Profundidad Medida (MD)
Es la profundidad en el Pozo Direccional, que se hace con la medición de la sarta
(Tubería de Perforación), mide la longitud del Hoyo.
Objetivo
Es el punto fijo del subsuelo en una formación que debe ser penetrada con el hoyo
desviado.
Tolerancia del Objetivo
La máxima distancia en la cual el objetivo puede ser errado.

CAPÍTULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
13
Figura Nº. 2.1 Pozo Direccional
DIRECCIÓN U ORIENTACIÓN
Ángulo fuera del norte o sur (hacia el este u oeste) en la escala de 90º de los
cuatro cuadrantes.
Figura Nº. 2.2 Dirección u Orientación

CAPÍTULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
14
GIRO
Movimiento necesario desde la superficie del ensamblaje de fondo para realizar
cambio de dirección u orientación.
COORDENADAS
Coordenadas de una localización o de un punto del hoyo, son sus distancias en la
dirección N-S y E-O a un punto dado. Este es un punto cero adaptado
geográficamente.
Figura Nº. 2.3 Coordenadas
PATA DE PERRO
Cualquier cambio de ángulo severo entre el rumbo verdadero o la inclinación de
dos secciones del hoyo.
SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO
Es la tasa de cambio de ángulo real entre las secciones, expresadas en grados
sobre una longitud específica.

CAPÍTULO 2
CONCEPTOS BÁSICOS
15
Figura Nº. 2.4 Pata de Perro (dog leg)

CAPÍTULO 3
16
Figura Nº. 3.1 Taladro para Perforaciòn Direccional

CAPÍTULO 3
17
Top Drive
Es un equipo que posee un motor eléctrico para transmitir rotación a un eje inferior
a través de un sistema planetario de engranaje, y tiene además en su parte
superior una unión giratoria que permite circular lodo hacia el interior del eje en
rotación. La velocidad de rotación puede ser controlada desde un panel de
regulación de potencia eléctrica.
Figura Nº. 3.2 Top Drive

CAPÍTULO 3
18
TUBERIA DE PERFORACIÓN (DRILL PIPE)
DEFINICIÓN
El componente de la sarta que conecta el ensamblaje de fondo con la superficie.
Figura Nº. 3.3 Tubería de perforación
FUNCIONES
• Transmitir la potencia generada por los equipos de rotación a la barrena.
• Servir como canal de flujo para trasportar los fluidos a alta presión.
• Permitir que la sarta alcance la profundidad deseada.
CARACTERÍSTICAS
Cada tubo de perforación tiene 3 partes principales
• Cuerpo
• Pin
• Caja

CAPÍTULO 3
19
Figura Nº. 3.4 Partes de una Tubería
CARACTERÍSTICAS FÍSICAS
Tabla Nº. 3.1 Caracteristicas Físicas
CLASIFICACIÓN
Tabla Nº. 3.2 Clasificación

CAPÍTULO 3
20
PROPIEDADES FISICAS
ESPECIFICACIONES API
Tabla Nº. 3.3 Propiedades Físicas
TUBERÍA EXTRA-PESADA (HEAVY WEIGHT)
Es un componente de peso intermedio entre la tubería y los lastrabarrenas para la
sarta de perforación. Son tubos de pared gruesa unidos entre si por juntas extra
largas, para facilitar su manejo, tiene las mismas dimensiones de la tubería de
perforación corriente, debido a su peso y forma, esta tubería puede mantenerse en
compresión, salvo en pozos verticales de diámetro grande.
Figura No. 3.5 Tubería Extra Pesada (Heavy Weight)

CAPÍTULO 3
21
FUNCIONES
Representa la zona de transición entre los lastrabarrenas y la tubería de
perforación, para minimizar los cambios de rigidez entre los componentes de la
sarta.
Figura Nº. 3.6 Posición de los Heavy Weight
TIPOS
Figura Nº. 3.7 Tipos de Heavy Weight

CAPÍTULO 3
22
Figura Nº. 3.8 TIPOS DE AMORTIGUADORES
Tabla No. 3.4 Propiedades Física de los Heavy Weight

CAPÍTULO 3
23
LASTRABARRENAS DE PERFORACIÓN (DRILL COLLAR)
DEFINICIÓN
Es un conjunto de tubos de acero o metal no magnéticos de espesores
significativos, colocados en el fondo de la sarta de perforación, encima de la
barrena.
Figura Nº. 3.9 Posición de los Lastrabarrenas(drill collar)
FUNCIONES
Proporciona la rigidez y peso suficiente a la mecha para producir la carga axial
requerida por la barrena para una penetración más efectiva de la formación.

CAPÍTULO 3
24
TIPOS
 NORMAL
Las barras lisas son utilizadas en circunstancias normales.
 ESPIRAL
Las barras helicoidales previenen a la tubería de adherirse a la pared de la
formación, mediante la reducción del área de contacto de la superficie.
Figura No. 3.10 Barras Espiraladas y Normal

CAPÍTULO 3
25
DIMENSIONES
Figura Nº. 3.11 Dimensiones
HERRAMIENTAS DESVIADORAS O DEFLECTORAS
Un requisito primordial para la perforación direccional es tener las herramientas
desviadoras apropiadas, junto con barrenas y otras herramientas auxiliares. Una
herramienta deflectora es un dispositivo mecánico que se coloca en el hoyo para
hacer que se desvíe de su curso. La selección de esta herramienta depende de
varios factores pero principalmente del tipo de formación en el punto de inicio de la
desviación del hoyo.
Antes de empezar cualquier desviación, el lodo debe acondicionarse y el hoyo
debe estar limpio de ripios. Generalmente, pasan varias horas desde el momento
que se saca la columna de lodo desde el fondo del hoyo hasta que se mete la
herramienta de desviación y se fija en su posición.

CAPÍTULO 3
26
MOTOR
El motor se mueve con el flujo del lodo de perforación por la sarta, eliminando así
la necesidad de girar la sarta. Posee un estator que tiene una cavidad en espiral
recubierta de un elastómero con una sección transversal elíptica a través de toda
su longitud. El rotor, que es un elemento de acero, sinusoidal que corre dentro del
estator
Figura N° 3.12 Rotor y Estator del Motor
Posee una serie de cuñas que empujan el rotor de un lado de la elipse al otro en
forma progresiva recurrente a través de la longitud de la cavidad. Con la finalidad
de que el motor sinusoidal se mueva a través de la elipse y se adapte a la cavidad
helicoidal (espiral) del estator el rotor debe girar, dando por resultado una fuerza
de rotación que se usa para girar la barrena.
Estato
r
Rotor

CAPÍTULO 3
27
Una vez que se ha introducido la herramienta al hoyo y se ha orientado, se pone a
funcionar el motor con la torsión del fluido de perforación, entonces la mecha se
asienta en el fondo. Como la herramienta es un motor de desplazamiento positivo,
la torsión de perforación es proporcional a la pérdida de presión a través de la
herramienta.
Figura Nº. 3.13 Vista de un Motor
La presión en la superficie aumentará a medida que se le aplica más peso a la
mecha o barrena. Un peso excesivo puede atascar el motor; por lo tanto, la
perforación con el motor helicoidal es función de coordinar la presión disponible de
la bomba con el peso sobre la Barrena.
Ventajas del Uso del Motor
 Torque / Rotación definido por la relación de los lóbulos (lobe).
 Revolución directamente proporcional a la tasa de flujo.
 Suficientemente lento para utilizar mechas Tricónicas.
 Torque variable con peso sobre la barrena.
 Bajo requerimiento de Potencia con las Bombas del Taladro / 150 psi por
etapa.

CAPÍTULO 3
28
 Herramienta fácil para ser operada.
 Tecnología muy accesible.
Desventajas del Uso del Motor
 Cuenta con vida útil y potencia muy limitada.
 Significativamente muy afectado por alta Temperatura (300 ºF).
 Alto torque a expensas de velocidad.
 El pobre balance radial afecta el MWD y Barrena.
TURBINA
La turbina contiene rotores y estatores en forma de aspas. Los estatores están
conectados al casco de la herramienta y se mantienen estacionarios. Para hacerlo
funcionar, el fluido de perforación comienza a circular por la sarta de perforación.
Las aspas en cada uno de los estatores estacionarios guían el lodo hacia las
aspas de los rotores a un ángulo.
Figura N°. 3.14 Rotor y Estator de una Turbina

CAPÍTULO 3
29
El flujo del lodo hace que los rotores, y por ende el eje de transmisión, giren hacia
la derecha.
Figura N°. 3.15 Sección Motora de una Turbina
Debido a que la unión sustituta y la mecha están conectadas al eje, la barrena
gira.
Figura N°. 3.16 Sección de una Turbina

CAPÍTULO 3
30
Cuando un motor de turbina se usa para desviar un hoyo, la barrena es ubicada a
unas cuantas pulgadas del fondo del hoyo y se orienta. Se ponen a funcionar las
bombas y la barrena se baja suavemente al fondo del hoyo. Cuando la turbina
empieza a girar indicará una caída de presión de circulación en la superficie.
Entonces, se puede aplicar el peso deseado para iniciar la perforación de la
sección desviada del hoyo.
Ventajas del Uso de Turbina
 Muy alta potencia.
 Herramienta de principio muy confiable.
 Perfecto balance radial.
 Muy larga vida.
 La potencia no depende de Elastómeros.
 Las Turbinas tienen excelente resistencia al calor.
 Velocidad y torque son manipulables desde la superficie.
Desventajas del Uso de la Turbina
 No tiene aplicación con barrenas tricónicas.
 Alta potencia a expensa del flujo.
 Poca aplicación en hoyos superficiales.
 Son difíciles y costosas de desarrollar.

CAPÍTULO 3
31
Figura Nº. 3.17 Diferencia entre la turbina y el motor de desplazamiento
positivo

CAPÍTULO 3
32
DESVIACIONES
Existen ocasiones en las que es necesario abandonar o desviar la porción inferior
del pozo. Existen muchos motivos para efectuar una desviación; la tubería de
revestimiento puede estar dañada o pudo haberse caído, basura también pudo
haberse caído dentro del pozo, la zona de producción puede haberse dañado en
el pozo original, o puede ser necesario llegar a hasta otra zona de drenaje menos
profunda.
Si es necesario que se abra otra ventana en la tubería de revestimiento, primero
se debe circular cemento de vuelta hacia el punto inmediatamente superior al
punto de arranque del desvío, luego el cemento es acondicionado de nuevo hasta
el punto de arranque del desvío. El punto de arranque del desvío se puede lograr
con un sub ponderado y un motor de fondo de hoyo, en una combinación
whipstock (desviador guía barrena, guía sondas). Una vez que la ventana ha sido
cortada y apropiadamente removida. El diseño apropiado de un ensamblaje de
fondo de hoyo es crucial. Si se mantiene el ángulo actual del pozo, un ensamblaje
de hoyo empacado debe ser introducido, (péndulo) estabilizadores se ubican
sobre la barrena en puntos clave. Si el pozo va a ser horizontal y el ángulo
deseado aún no se ha alcanzado, un ensamblaje tipo fulcro es insertado con
estabilizadores cerca de la barrena. Varios cambios de ángulo pueden llevarse a
cabo durante el curso de la perforación antes que la profundidad y el objetivo
hayan sido alcanzados. Dependiendo del tipo de terminación a ser realizada, la
nueva sección del hoyo puede ser registrada, el revestidor auxiliar insertado y el
nuevo intervalo puede ahora ser perforado y la producción puede continuar.

CAPÍTULO 3
33
Figura Nº. 3.18 Herramienta de Desviación
EQUIPO DE MEDICIÓN MWD (Meassurement While Drilling): Es un sistema
de telemetría de pulso positivo compuesto por tres sub-partes integradas.
Estas partes son :
a. Ensamblaje del Pulser en el Fondo del Hoyo.
b. Ensamblaje de los Instrumentos de la Probeta en el Fondo del Hoyo
c. Sistemas de Superficie.

CAPÍTULO 3
34
a. El Ensamblaje del Pulser en el Fondo del Hoyo: Esta parte del equipo
es donde se ancla la herramienta para que pueda operar en forma segura y
consta de un lastrabarrena antimagnético que posee un diámetro interior
superior a una normal, esto con el objeto de poder alojar en su interior la
sarta de sensores MWD permitiendo así que el flujo del lodo de perforación
no sea restringido.
Figura N°. 3.19 Pulser y Probeta del MWD
b. Ensamblaje de los Instrumentos de la Probeta en el Fondo del Hoyo:
Está compuesto por el rotor, sensores y partes eléctricas (Assembly
directional) y las baterías.
Figura N°. 3.20 Disposición de la Herramienta de MWD
Probeta
Pulser

CAPÍTULO 3
35
c. Sistema de Superficie: Este sistema se encarga de decodificar la señal
que llega a la herramienta desde el fondo del pozo y la entrega al operador
en un sistema métrico decimal, a través del terminal de computación; está
compuesto por el transductor, la caja de distribución, el filtro activo, el panel
visual del ángulo, azimuth y cara de la herramienta (tool face), el ploteador
y el computador.
Una de las aplicaciones más comunes para un sistema MWD direccional es
orientar el motor cuando se está cambiando la dirección de la perforación.
Los sensores ubicados inmediatamente encima del motor, que toman
mediciones de inclinación, azimuth y orientación de la cara de la
herramienta mientras esta perforando, suministran una información
inmediata al perforador direccional de la trayectoria del hoyo.
LWD (Logging While Drilling): El LWD incluye sensores que miden la
velocidad acústica y provee imágenes eléctricas del buzamiento de la
formación, colocados en los lastrabarrenas antimagnéticos. Las cadenas de
sensores comunes incluyen combinaciones Gamma Ray, Resistividad y
Densidad - Neutrón.
CROSS OVER
Son herramientas diseñadas para unir las partes de perforación que tienen diseño
de roscas diferentes y se colocan normalmente entre la tubería y los
lastrabarrenas pero también pueden colocarse en otros puntos.Un cross over tiene
roscas diferente macho y hembra.

CAPÍTULO 3
36
CROSS OVER
CROSS OVER
ROSCA PIN
ROSCA CAJA
ROSCA PIN
Figura N°. 3.21 CROSS OVER
ESTABILIZADORES
En la perforación direccional se hace uso de los estabilizadores para controlar o
modificar el ángulo de inclinación del pozo de acuerdo a lo deseado. Los
estabilizadores se instalan en la sarta de perforación de acuerdo a la necesidad;
aumentar, reducir, mantener el ángulo. Aunque existen varios tipos de
estabilizadores para la perforación direccional básicamente son utilizados dos
tipos.

CAPÍTULO 3
37
Figura N°. 3.22 Estabilizadores

CAPÍTULO 3
38
Estabilizador tipo camisa
Es aquel donde solamente es necesario cambiar la camisa, cada vez que se
necesite un estabilizador de diferente diámetro o cuando haya desgaste de sus
aletas.
Estabilizador tipo Integral
Es aquel donde se tiene que cambiarlo completamente cada vez que se requiere
un estabilizador de diferente diámetro.
Figura Nº. 3.23 Estabilizador tipo camisa y tipo integral
 Contribuyen a reducir la fatiga en las conexiones
 Permiten reducir la pega de la sarta
 Previene cambios bruscos de ángulo
 Ayudan a mantener los lastrabarrenas centrados
 Ampliadores

CAPÍTULO 3
39
Funciones
 Proporcionar una buena àrea de contacto con el propósito de centralizar la
barrena y los lastrabarrenas.
 La disposición de estos en el BHA depende de la trayectoria que se quiera
trazar en el hoyo.
Figura N°. 3.24 Tipos de Estabilizadores

CAPÍTULO 3
40
ESCARIADORES
 Mantiene el hoyo en pleno calibre.
 Se emplea como ensanchador cuando se perfora en formaciones duras
 Limpieza del hoyo.
Figura N°. 3.25 Escariador
HERRAMIENTAS ESPECIALES
MARTILLO
Herramienta colocada en la sarta de perforación para ser utilizada en caso de
atascamiento de la tubería.

CAPÍTULO 3
41
Figura N°. 3.26 Martillo
CARACTERÍSTICAS
 Mecánicos, hidráulicos .
 Permanecen en el pozo durante un largo periodo de perforación continua,
aún en condiciones difíciles.
 Diferentes diámetros.
 Se ajustan en la superficie o en el pozo.
 Pueden golpear hacia arriba o abajo.
 Calibración modificable.
 Unión flexible (articulación limitada) .

CAPÍTULO 3
42
Figura N°. 3.27 Funcionamiento del Martillo

CAPÍTULO 3
43
AMORTIGUADORES
 Contribuyen a reducir la fatiga y las fallas en las conexiones de los
lastrabarrenas.
 Ayudan a incrementar la vida útil de la mecha debido a la reducción de las
fuerzas actuante sobre ellas, protegiendo la estructura de corte y los
cojinetes.
 Reducen posibles daños a los equipos en superficie.
Figura N°. 3.28 Amortiguador

CAPÍTULO 3
44
VÁLVULA FLOTADORA
Es una válvula tipo “CHECK” que impide el contraflujo del lodo de perforación.
Figura N°. 3.29 Válvula Flotadora
BARRENAS
Elemento cortante o herramienta que perfora el hoyo en las operaciones de
perforación.

CAPÍTULO 3
45

CAPÍTULO 3
46
Figura N°. 3.30 Ensamblaje Direccional

CAPÍTULO 3
47
Etapas
Previo a la construcción de un pozo direccional es necesario conocer cierta
información que permita realizar una planificación confiable, dentro de los que se
tienen:
 Perfil de Pozo y Aplicación.
 Condiciones del Yacimiento.
 Requisitos de la Completación.
* Completación del hoyo iniciado o revestido
* Ubicación del equipo de Completación
* Requisitos del Tamaño del Hoyo
 Restricciones del Objetivo
* Ubicación
* Tamaño
* Forma
* Presencia o ausencia de marcadores geológicos
 Tamaño del Hoyo y Revestidor
 Puntos de Asentamiento de los Revestidores.
La construcción de un pozo direccional puede contar con dos o tres etapas,
dependiendo de la configuración direccional propuesta para el pozo. Estas etapas
son incremento de ángulo, mantenimiento de ángulo y disminución de ángulo;
contándose con ensamblajes de fondo (BHA) especiales para cada etapa
direccional:
 Fulcro.
 Pendular
 Empacado

CAPÍTULO 3
48
Incremento de Ángulo del Pozo.
Las herramientas desviadoras se usan para perforar los primeros 20-30 pies de
curvatura del hoyo. Esto se considera aplicable excepto al uso de los motores, que
pueden usarse para perforar toda la sección curvada. Si se ve que el hoyo no está
curvándose a una velocidad satisfactoria, probablemente se tendrán que colocar
varias herramientas deflectoras. En muchos casos, sin embargo, sólo se necesita
la colocación de una herramienta desviadora, después de lo cual una mayor
curvatura se logra con la aplicación del principio de un estabilizador que no gira
insertado en la sarta de perforación encima de la barrena (Near Bit). Con la
barrena girando en el fondo, se aplica suficiente peso para causar el doblez del
ensamblaje del fondo, denominado FULCRO.
Figura N°. 3.31 Estabilizadores
En hoyos con 5° o más de inclinación, el doblez será hacia el lado inferior del
hoyo. Este brazo de palanca hace que la barrena empuje fuertemente hacia el
lado alto del hoyo resultando en un aumento del ángulo a medida que progresa la
perforación.

CAPÍTULO 3
49
La flexibilidad de la sarta de perforación encima del Near Bit y el peso aplicado
determina el incremento del ángulo por cada cien pies de hoyo. Entre más flexible
sea esa porción de la sarta más rápido será el incremento del ángulo que se
obtenga. Entre menor sea el diámetro de la tubería, mayor será el brazo de
palanca que se puede aplicar a la barrena.
Figura N°. 3.32 Incremento de Angulo
La velocidad de incremento del ángulo, o pata de perro, es muy importante, el
máximo ángulo confiable es de aproximadamente 5° por cada cien pies
perforados. Los ángulos mayores de 5° por cada cien pies pueden causar
dificultades, dependiendo de la profundidad a la cual ocurre la curvatura del hoyo.
Si la velocidad de curvatura es alta, se pueden formar ojos de llave en el hoyo, o si
la curva está revestida, el revestidor se puede desgastar completamente mientras
se perfora la parte inferior del hoyo.
Gravedad
Punto
Pivote
Pandeo
Fuerza
Lateral de
la Mecha

CAPÍTULO 3
50
Este desgaste se atribuye al hecho de que el peso combinado de la sarta de
perforación y del lodo, debajo de la curva forza a la sarta contra la pared del hoyo.
Por esta razón, la planificación de ángulos muy marcados en el diseño del pozo
deberá realizarse sólo cuando se está próximo al objetivo o target. Durante el
aumento del ángulo se deberán hacer inspecciones direccionales cada 20 a 30
pies para evitar perder el control del hoyo. Si el ángulo está aumentando muy
rápido, una reducción del peso sobre la mecha, combinada con la reducción de la
velocidad rotatoria disminuirá la tasa de incremento del ángulo. Si el ángulo no
está aumentando según el diseño, se deberá aplicar más peso a la mecha e
incrementar la velocidad rotatoria. En formaciones blandas, el incremento en el
ángulo se puede lograr con la hidráulica de la barrena y con el uso de
estabilizadores.
Mantenimiento del ángulo del hoyo
Cuando se ha aumentado el ángulo correcto del hoyo, se vuelve entonces un
problema mantener ese ángulo hasta la profundidad total de un pozo direccional
del tipo tangencial o mantener el ángulo hasta que el pozo esté listo para volver a
la vertical en el tipo “S”. Mantener el ángulo requiere un ensamblaje de fondo
rígido o empacado de mantenimiento y prestarle atención estricta al peso sobre la
barrena.

CAPÍTULO 3
51
Un ensamblaje de fondo rígido típico tiene un estabilizador encima de la barrena
(Near Bit) y otros estabilizadores colocados encima de un lastrabarrena . El
estabilizador deberá tener un diámetro externo tan grande como sea posible en
función del diámetro del hoyo y sin embargo, con un diámetro interno pequeño
para poder pescarlo en caso de pega de tubería. Los estabilizadores de mayor
diámetro y rígidos también ayudarán a evitar que el hoyo se desvíe a la derecha o
a la izquierda del curso propuesto. La desviación generalmente, la causa la
inclinación y rumbo del estrato.
Figura Nº. 3.33 Mantenimiento de Ángulo
Otro tipo de ensamblaje de fondo rígido consiste en un Near Bit, un lastrabarrena
cuadrado y un estabilizador encima de ésta. La rigidez del lastrabarrena
cuadrado permite mantener la dirección; forzando a perforar en una línea
inclinada, pero recta. Sin embargo, los lastrabarrenas cuadrados se doblan si se
aplica peso excesivo. Además, se coloca un estabilizador encima de la carcaza
del motor.

CAPÍTULO 3
52
Mientras se perfora hacia adelante, se usa una rotación muy lenta de la sarta que
reduce el daño al revestidor y a la tubería de perforación, y los estabilizadores, por
su parte, se encargan de mantener la dirección del hoyo.
Disminución del Ángulo en el Hoyo
Cuando es necesario disminuir el ángulo del hoyo en un pozo desviado tipo “S”, el
efecto del péndulo se aplica al ensamblaje de fondo. Para aplicar el efecto tipo
péndulo, el Near Bit se elimina de la sarta, pero se requiere un estabilizador
superior, colocado encima del lastrabarrena que conecta la barrena. La fuerza de
gravedad actúa sobre este lastrabarrena haciendo que la barrena tienda a perforar
hacia el centro. La barrena es forzada contra el lado bajo del hoyo por el peso del
estabilizador y como la barrena puede perforar a los lados así como hacia
adelante, el ángulo disminuye cuando la barrena perfora hacia adelante. En otras
palabras, el lastrabarrena y la barrena se comportan como un péndulo que busca
la posición vertical.
.
Figura Nº. 3.34 Disminución de Ángulo

CAPÍTULO 3
53
La distancia a la cual se coloca el estabilizador depende de la rigidez del
lastrabarrena. Un lastrabarrena de menor diámetro es más flexible y se doblará
más fácilmente que uno de diámetro mayor. Si se usa un lastrabarrena de menor
diámetro, el estabilizador tendrá que colocarse más abajo en el ensamblaje para
evitar que el lastrabarrena se doble entre la barrena y el estabilizador. En este
caso, la tasa de penetración disminuye debido a que no se puede aplicar tanto
peso en la barrena como a un lastrabarrena de mayor diámetro.
El peso aplicado a la barrena también influye sobre el efecto de péndulo. Un peso
excesivo aplicado a la barrena hará que se doble el lastrabarrena de fondo y toque
el lado bajo del hoyo anulando el efecto péndular, el ángulo del hoyo podría
aumentarse. Como consecuencia, debe haber un equilibro entre la tasa de
penetración y la velocidad de disminución del ángulo.
La velocidad de disminución, así como la velocidad de aumento del ángulo, no
deberá ser mayor de 5° por 100 pies, aún cuando la curvatura del hoyo esté cerca
de la profundidad total y no sea probable que se formen ojos de llave o que se
dañe la sarta de perforación. Algunos limitan la velocidad de disminución a 2° por
cada 100 pies. Si la disminución es menor de la esperada, se pueden usar
herramientas deflectoras para regresar el hoyo a la vertical.
En un pozo tipo “S”, cuando existen dos curvas o “patas de perro”, el motor de
fondo puede usarse para perforar el hoyo vertical. El hoyo se perfora con peso
ligero y con bajas revoluciones por minutos del motor para ayudar a mantener la
dirección vertical. La tubería de perforación se gira muy lentamente o no se gira.
Una vez que el hoyo tipo “S” se ha regresado a la vertical, el hoyo se perfora de la
manera convencional hasta la profundidad total.

CAPÍTULO 3
54
Figura Nº 3.35 Tipos de Ensamblajes

CAPÍTULO 4
55
POZO DIRECCIONAL TIPO TANGENCIAL. NNNNMM
La desviación deseada es obtenida a una profundidad relativamente somera,
manteniéndose prácticamente constante hasta alcanzar la profundidad final. Se
aplica especialmente en aquellos pozos que permiten explotar arenas de poca
profundidad donde el ángulo de desviación es pequeño y no se necesita un
revestidor intermedio.
También, puede usarse para hoyos más profundos que requieran un
desplazamiento lateral grande. En estos hoyos profundos, la sarta del revestidor
intermedio se coloca a través de la sección curva hasta la profundidad requerida.
El ángulo inicial y la dirección se mantienen entonces debajo de la tubería de
revestimiento hasta la profundidad total.
Las aplicaciones prácticas respecto a otros tipos de hoyos direccionales se
sustentan en puntos de arranques (KOP) a profundidades someras, ángulo de
inclinación moderado y configuración de curva sencilla a lo largo de un rumbo fijo.
Estas características disminuyen potencialmente el riesgo de pega de tuberías.
Figura Nº. 4.1 Pozo Direccional Tipo Tangencial

CAPÍTULO 4
56
Figura Nº. 4.2 Perfil Tangencial
Formulas para determinar el Radio de Curvatura(R) y el Ángulo Máximo de
Desviación (aº) de un pozo tipo Tangencial.
 Radio de Curvatura (R)

CAPÍTULO 4
57
Ángulo Máximo de Desviación (aº)
Figura Nº. 4.3 Formulas para el cálculo del Ángulo de Desviación Máximo

CAPÍTULO 4
58
La figura 4.3 muestra las formulas para el cálculo del ángulo de desviación
máximo (aº) utilizado en este tipo de pozo direccional tipo tangencial dados los
tres posibles casos:
 Primer caso donde el Radio de Curvatura (R) es igual al Desplazamiento
Horizontal (D3) o desvio.
 Segundo caso donde el Radio de Curvatura (R) es menor al Desplazamiento
Horizontal (D3) o desvio.
 Tercer caso donde el Radio de Curvatura (R) es mayor al Desplazamiento
Horizontal (D3).
Donde aº = ángulo máximo de desviación (figura 4.3).
D = Profundidad vertical al objetivo desde el (KOP) (fig. 4.3).
POZO DIRECCIONAL TIPO “S”
Este tipo de pozo direccional se caracteriza por presentar una sección de
aumento de ángulo, una sección tangencial y una de disminución de ángulo hasta
alcanzar la verticalidad. Se emplea en hoyos profundos en áreas en las cuales las
dificultades con gas, flujo de agua, etc., exigen la colocación de una tubería de
revestimiento intermedia.
Figura Nº. 4.4 Tipo “S”

CAPÍTULO 4
59
Figura Nº. 4.5 Perfil Tipo “S”
Formulas para calcular el Radio de Curvatura y el Ángulo Máximo de
Desviación de un pozo tipo “S”
 Radio de Curvatura
Para el pozo direccional tipo “S” es necesario calcular dos radios de
curvatura, un radio de curvatura para la sección de aumento (R1) y un radio
de curvatura para la sección de descenso (R2)

CAPÍTULO 4
60
 Ángulo Máximo de Desviación (amax).
La figura 4.6 ilustra las formulas utilizadas para el cálculo del ángulo de
desviación, dados los posibles dos casos.
 Primer caso donde el Radio de curvatura uno (R1) más el Radio de curvatura
dos es mayor al Desplazamiento al objetivo (D4).
 Segundo caso donde el Radio de Curvatura uno (R1) más el Radio de
Curvatura dos (R2) es menor al Desplazamiento al objetivo (D4).
Figura Nº 4.6 Cálculo del Ángulo de inclinación usando el pozo
direccional tipo “S”

CAPÍTULO 4
61
Donde:
D4 = Desplazamiento al objetivo
V4 = Profundidad vertical al objetivo
V1 = Punto de arranque (KOP)
R1 = Radio de curvatura de la sección de aumento
R2 = Radio de curvatura de la sección de descenso
amax = ángulo máximo de desvio
POZO DIRECCIONAL Tipo “S” Especial
Presentan las mismas secciones que un pozo direccional tipo “S” a diferencia que
en la sección de caída del ángulo no se alcanza la verticalidad y se perfora la
arena objetivo manteniendo cierto ángulo de desviación.
Figura Nº. 4.5 Tipo “S” Especial

CAPÍTULO 4
62

CAPÍTULO 4
63

CAPÍTULO 4
64
FORMULAS PARA CALCULAR LA DIRECCIÓN Y EL DESPLAZAMIENTO
HORIZONTAL DE UN POZO DIRECCIONAL
EJERCICIOS
1.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo :
Coordenadas de Superficie: S: 134444,66 mts ; O: 12060,09 mts
Coordenadas de Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts
Calcular:
 Dirección
 Desplazamiento Horizontal
 Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el Desplazamiento del
pozo.
2.- Con las siguientes Coordenadas de superficie y objetivo:
Coordenadas de Superficie: S: 134319,04 mts; O: 11620,43 mts
Coordenadas de Objetivo: S: 134050,74 mts; O: 12060,09 mts
Calcular:
Dirección
Desplazamiento Horizontal
Graficar a escala en papel milimetrado la Dirección y el Desplazamiento del
pozo.

CAPÍTULO 4
65
3.- Con la siguiente información geológica y el levantamiento topográfico
diseñar un pozo direccional tipo tangencial.
Coordenadas de Superficie: S: 16202,64 mts ; E: 13338,99 mts
Coordenadas del Objetivo: S: 16470,38 mts ; E: 13229,00 mts
Profundidad final al objetivo (D) : 2090 pies
Punto de Arranque (KOP) : 347 pies
Tasa de Aumento de Ángulo : 3º / 100 pies
Radio de Tolerancia ; 100 pies
Nota: La tasa de aumento de ángulo y el radio de tolerancia son parámetros pre-
establecidos en la planificación del programa de perforación.
Calcular:
 Dirección
 Radio de Curvatura
 Ángulo de Inclinación Máximo
Graficar
 Plano vertical (Inclinación)
 Plano Horizontal (Dirección)
(Escala, 1 : 100) ó 1 centímetro = 100 pies
Calcular:
 Profundidad Medida del pozo
 Profundidad vertical verdadera
Comparar
 El desplazamiento horizontal graficado con el desplazamiento horizontal
calculado (deben ser similares).

CAPÍTULO 4
66
4.- Con la siguiente información geológica y el levantamiento topográfico
diseñar un pozo direccional tipo “S”
Coordenadas de Superficie : N: 10000 pies; E: 30000 pies
Coordenadas del Objetivo : A N: 8260 pies; E: 29534 pies
Punto de Arranque (KOP1) : 1480 pies
Tasa de aumento de ángulo : 2º/100 pies
Radio de tolerancia : 100 pies a la profundidad vertical de 4800 pies (Pvv)
Coordenadas del objetivo: B N: 7432 pies ; E: 29312 pies
Tasa de disminución de ángulo hasta 0º de inclinación: 2-1/2º/100pies a 6695 pies.
Radio de tolerancia :100 pies a la profundidad vertical de 7000 pies (Pvv).
Calcular:
 Dirección
 Radio de Curvatura uno (R1) y Radio de Curvatura dos (R2)
 Ángulo de Inclinación Máximo
Graficar:
 Plano Vertical (Inclinación)
 Plano Horizontal (Dirección)
(Escala 1:400) ó 1 cm=400 pies
Calcular
 Profundidad Medida del Pozo
 Profundidad Vertical Verdadera del pozo
Comparar
 El Desplazamiento Horizontal Calculado con el Desplazamiento Horizontal
Graficado.

CAPÍTULO 5
67
Métodos de Estudios Direccionales
Método Tangencial.
Este método se basa en la suposición de que el pozo mantiene la misma
inclinación y el mismo rumbo entre dos estaciones. Este método presenta
imprecisiones en el cálculo, especialmente en pozos tipo tangencial y tipo “S”, en
los que indica un menor desplazamiento vertical y mayor desplazamiento
horizontal de lo que realmente hay en el hoyo.
Método de Ángulo Promedio.
Se basa en una suposición de que el recinto del pozo es paralelo al promedio
sencillo de los ángulos de inclinación y dirección entre dos estaciones. Este
método es mucho más difícil de justificar teóricamente, sin embargo, lo
suficientemente sencillo para usarlo en el campo.
Método de Radio de Curvatura
Este método se basa en la suposición de que el recinto del pozo es un arco parejo
y esférico entre estaciones o puntos de estudio. Este método es muy preciso, sin
embargo, no es fácil su aplicación el campo porque requiere el uso de una
calculadora o computadora programable.
Método de Curvatura Mínima
Es el método que probablemente estima en una forma más confiable el
comportamiento de la direccional en cualquier tipo de pozo, y se basa en la
suposición de que el pozo es un arco esférico con un mínimo de curvatura, por lo
que existe un máximo radio de curvatura entre dos puntos o estaciones. Aunque
este método también comprende muchos cálculos complejos que requieren
computadora programable, es el de mejor justificación teórica y por consiguiente el
más aplicable a casi cualquier pozo.

CAPÍTULO 5
68
En vista de que la comparación entre los métodos estudiados nos indica para
algunos imprecisión y para otros precisión pero complejidad en cálculos a nivel de
campo; nos limitaremos a desarrollar el Método del Ángulo Promedio (Tabla de
Campo) el cual nos dará los valores necesarios para el posterior ploteo en las
curvas planificadas tanto en la proyección vertical (inclinación) como en la
proyección horizontal (dirección).
A continuación se muestra la tabla de campo, así como las formulas para el
llenado de dicha tabla.

CAPÍTULO 5
69

CAPÍTULO 5
70
EJERCICIO DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DEL ÁNGULO PROMEDIO
Con los siguientes datos de campo, llenar la tabla de campo aplicando el Método
del Ángulo Promedio y plotear los valores de las columnas (vii - ix) y (xiv – xv) en
el plano de inclinación y dirección del pozo direccional tangencial número 3 del
capítulo 4.
MWD PROFUNDIDAD INCLINACIÓN RUMBO
(pies) (grados)
1 347 ¼ N 80 E
2 360 ½ S 40 E
3 390 1 S 30 E
4 420 2 1/2 S 15 E
5 550 5 S 15 O
6 750 10 S 23 O
7 850 12 S 26 O
8 950 14 S 26 O
9 1050 17 S 28 O
10 1150 19 S 27 O
11 1250 21 ½ S 26 O
12 1350 24 S 26 O
13 1450 26 S 25 O
14 1550 28 S 25 O
15 1650 30 S 25 O
16 1750 32 S 25 O
17 1850 31.5 S 25,25 O
18 1950 32 S 24 O
19 2050 31.5 S 24 O

CAPÍTULO 5
71

CAPÍTULO 5
72

CAPÍTULO 6
73
Antes de hacer los cálculos es necesario corregir el ángulo de dirección a la
dirección real, ya que todos los instrumentos de estudios magnéticos están
diseñados para apuntar hacia el norte magnético, a tiempo que los planos
direccionales se grafican con relación al norte real.
El grado de corrección necesaria varía de sitio en sitio. Las variaciones se indican
en gran número de gráficos que se denominan “isogónicos”. Calculados para
diferentes localizaciones geográfica. Esto es motivado a que los polos magnéticos
de la tierra mantienen un campo de magnetismo que puede ir variando con el
tiempo, por lo que es necesario realizar estudios de magnetismo frecuentemente
en aquellos lugares donde la precisión debe ser lo más exacta posible.
En Venezuela podemos mencionar que en la actualidad estamos considerando
para el Lago de Maracaibo una declinación de 7º Oeste y para el Oriente del país
una declinación de 12º Oeste.
Recientemente científicos han elaborado una nueva teoría que explica el por qué
de los desplazamientos misteriosos del polo norte magnético de la tierra.
La respuesta puede estar a cientos de kilómetros bajo la superficie, en una zona
que los investigadores consideran como la de mayor actividad química en el
mundo.
Durante alrededor de 1200 años, los geógrafos han advertido cambios periódicos
en la dirección del norte magnético en la dirección del norte magnético, lo
suficientemente importante como para obligar a la revisión de mapas, en un
promedio de un grado por década.
Para averiguar el por qué de este fenómeno, se realizó un laboratorio en el cual se
reproducen las condiciones de alta temperatura y presión del lugar donde la manta
rocosa se encuentra con el magma, a unos 2800 kilómetros bajo la superficie del
planeta.
Se cree que esta puede ser la zona de mayor actividad química de la Tierra, esto
basado en el estudio realizado por científicos de Berkeley y de Santa Cruz.

CAPÍTULO 6
74
Los experimentos sugirieron que el nivel inferior de la capa rocosa reacciona ante
el intenso calor del magma, incrustando glóbulos de aleaciones ricas en hierro en
la capa rocosa.
Dicho material rico en metales desviarán las líneas de campo magnético generado
en el centro de la tierra, haciéndolas converger en algunas regiones y diverger en
otras, según la teoría de los expertos.
Esto influye mucho en la variación de la intensidad del campo magnético medido
en la superficie de toda la tierra, se dijo en reciente reunión anual de la Unión
Geofísica.
El efecto neto de éstas variaciones a lo largo del tiempo, desplaza la ubicación del
polo norte magnético, la dirección hacia la cual apunta la aguja de una brújula.
La moderna teoría sostiene que los cambios dentro del magma controlan los
cambios regionales de intensidad del campo magnético.
Los investigadores esperan hacer más averiguaciones acerca de las mediciones
magnéticas, comparándolas con mapas de ondas sísmicas provenientes de la
región del magma.
Teniendo éxito en la comprensión de los procesos físicos que se producen ahora
se podrá entender mejor la causa y la dinámica de inversiones en el campo
magnético de la tierra, que ocurren una vez cada varios millones de años.

CAPÍTULO 6
75
Figura Nº. Mapa Isogónico de los Estados Unidos

CAPÍTULO 6
76
Declinación 2º Este
NORTE MAGNÉTICO NORTE VERDADERO AZIMUTH
N 42º E ____________________ _____________
N 39º O ____________________ _____________
S 88º O ____________________ _____________
N 89º O ____________________ _____________
N 89º E ____________________ _____________
Declinación 4º Oeste
N 42º E ____________________ _____________
N 39º O ____________________ ____________
S 88º O ____________________ ____________
N 89º O ____________________ ____________
N 89º E ____________________ ____________
Observando el gráfico y dados los valores de declinación, obtener las nuevas
coordenadas con su conversión a coordenadas polares.

CAPITULO 7
TEORIA GENERAL DE LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
77
Pozos Horizontales
Son pozos perforados horizontalmente o paralelo a la zona productora con la
finalidad de tener mayor área de producción.
Figura Nº 7.1 Perforación de un pozo Horizontal
APLICACIÓN PARA LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
Horizontes productores que tienen zonas fracturadas escasamente dispersas en el
yacimiento, difíciles de atravesar con pozos verticales.

CAPITULO 7
78
• Yacimientos que tienen problemas de conificación de agua. Típicamente,
intervalos productores emparedados entre una capa suprayacente de gas y
un acuífero situado abajo. Con los pozos horizontales es posible reducir el
flujo de agua para un régimen dado de producción.
• Yacimientos con horizontes productores de poco espesor, en los que se
requeriría gran número de pozos verticales para efectuar su desarrollo.
• Obras de recuperación secundaria o terciaria, ya que los pozos horizontales
pueden incrementar notablemente el índice de inyectividad y mejorar el
barrido del área circundante.
• Evaluación de nuevos yacimientos. Los pozos horizontales permiten
estudiar la evolución geológica y dar información valiosa para programar el
desarrollo del campo.
TIPOS DE POZOS HORIZONTALES
Los sistemas de perforación horizontal se definen mediante la longitud de radio de
giro o el incremento angular (BUR), el uso de las técnicas de perforación
horizontal con motores articulados, nos permite también diferenciar los sistemas
de acuerdo al tipo de herramienta utilizada.
Existen cuatro tipos o sistemas de pozos horizontales básicos:
• Radio largo, tasas de incremento de ángulo entre 2-5º/100 pies ( hoyos 8
½”-12 ½”).
• Radio medio, tasas de incremento de ángulo entre 8-20º/100 pies (
hoyos 6”-8 ½”) motores rígidos.

CAPITULO 7
79
• Radio corto, tasas de incremento de ángulo entre 1-4º/100 pies ( hoyo
6”)motores articulados.
• Radio ultra corto tasa de incremento de ángulo de 9º/pie (hoyo 4”) motores
articulados.
Figura Nº.7.2 Tipos de Pozos Horizontales
MÉTODOS DE CONSTRUCCIÓN DE POZOS HORIZONTALES
Actualmente existen cuatro métodos de construcción para pozos horizontales los
cuales difieren de la forma de construcción del ángulo máximo al objetivo.

CAPITULO 7
80
Estos métodos son conocidos como:
1. Métodos de Curva de Construcción Sencilla
La curva de construcción está compuesta de un intervalo de construcción
continúa, comenzando desde el punto de arranque (KOP) y finalizando con
el ángulo máximo al objetivo. Este tipo de curva se perfora generalmente
con un motor de construcción de ángulo sencillo.
Figura Nº. 7.3 Curva de Construcción Sencilla
2. Método de Curva de Construcción Tanque Simple
La curva de construcción está compuesta por dos intervalos de incremento
de ángulo, separados por un intervalo tangencial. Generalmente para los
intervalos de construcción de ángulo se utiliza el mismo ángulo del motor de
fondo el cual producirá la misma tasa de curvatura.
Figura Nº.7.4 Curva de Construcción Tanque Simple

CAPITULO 7
81
3. Método de Curva de Construcción Tangente Compleja
La curva tangente compleja utiliza dos intervalos de construcción separados
por un intervalo tangente ajustable. Este método difiere del tangente simple
debido a que utiliza una orientación de la cara de la herramienta (tool face)
en la segunda curva que produce una combinación de construcción y
movimiento en este intervalo. Dicha curva permite al supervisor en sitio
ajustar la tasa de construcción vertical cambiando el ángulo de la cara de la
herramienta (tool face) para asegurarse llegar al objetivo.
Figura Nº. 7.5 Curva de Construcción Tanque Compleja
4. Método de Curva de Construcción Ideal
Este método utiliza dos intervalos de construcción, diferenciándose cada
intervalo en la tasa de incremento de ángulo. Su diferencia con los dos
métodos anteriores está en la no existencia de una sección tangencial.
Figura Nº. 7.6 Curva de Construcción Ideal

CAPITULO 7
82
MOTORES DE FONDO UTILIZADAS EN PERFORACIÓN HORIZONTAL
UTILIZADAS
Los motores de fondo son herramientas que tienen la particularidad de eliminar la
rotación de la sarta mediante una fuerza de torsión pozo abajo, impulsada por el
fluido de perforación.
Figura Nº. 7.7 Motores de fondo utilizados en perforación horizontal

CAPITULO 7
83
TIPS PARA PERFORAR UN POZO HORIZONTAL
1. Con respecto al taladro de perforación se recomienda, alta capacidad de
torque, malacate de 4000 HP, top drive de 60000 lbs-pie de torque, bombas
de lodo de 2000 HP.
2. Con respecto a los drill pipe (tubería de perforación) deben ser de 5”ya que
se aumenta en un 50% la capacidad torsional. Con respecto a la sarta de
tubería, se van a utilizar muchos drill pipe (tubería de perforación) y pocos
heavy weight (tubería extra pesada) espiralados.
3. No se utilizan lastrabarrenas (drill collar).
4. Con respecto al martillo, se debe colocar muy cerca de la barrena y entre
heavy weight, dos heavy weight por debajo cerca de la barrena y tres
heavy weight por encima del martillo y por encima de estos se debe colocar
muchos drill pipe (tubería de perforación) en una relación 3:1 o sea por
cada heavy weight se deben colocar tres drill pipe (tubería de perforación)
hasta el final de la curva. No debe colocarse el martillo a nivel de la
curvatura ni en la sección vertical ya que a este nivel la acción del martillo
se pierde el efecto a nivel de la curvatura debido a la fricción y cuando la
onda llegue al final de la mecha (donde está pegada la sarta) la onda ya no
tiene efecto.
5. Con respecto a los aceleradores, no es convenientes colocarlos en la
perforación horizontal.

CAPITULO 7
84
6. Con respecto a la selección del fluido de perforación, se debe hacer énfasis
en las propiedades reológicas, geles, control de filtrado, propiedades
inhibitorias y lubricidad, además del problema de remoción de los ripios de
perforación, ya que en un pozo horizontal estos son transportados en un
anular que varía la inclinación de 90 a 0 grados, y obviamente, los
parámetros óptimos del fluido de perforación cambiaran de una sección a
otra. Los lodos de emulsión inversa poseen dos características que
determinan el éxito de la perforación.
1. Estos fluidos están diseñados con un mínimo de filtrado. Esto crea
una concentración que permite excelentes características de
remoción; por ejemplo, no hay deshidratación en el anular o
incremento del revoque sobre la cara de la formación.
2. La fase oleosa externa del lodo permite la estabilidad del hoyo y
excelente lubricidad durante las operaciones de perforación.
7. Con respecto a la terminación de pozos horizontales, se ha reportado una
cantidad considerable de información sobre como terminar exitosamente
los pozos horizontales. Sin embargo, no se ha definido un método para
predecir la selección de estrategias de terminación más efectivas a fin de
asegurar el aprovechamiento del pozo. Esto se debe a que puede no ser
práctico o efectivo en costos abrir la longitud terminada del hoyo dentro del
yacimiento. Entre las terminaciones más comunes para pozos horizontales
se tienen: pozos terminados selectivamente, utilizando empacadura inflable
con ranuras alternadas. Sección no ranurada y un liner cementado el cual
ha sido subsecuentemente cañoneado.

CAPITULO 7
85
Figura Nº 7.8 Completación Original de un Pozo Horizontal

CAPITULO 8
PROBLEMAS RELACIONADOS CON LA PERFORACIÓN DIRECCIONAL
86
SEVERIDAD DE LA PATA DE PERRO (Dog Leg Severity)
Muchos problemas pueden ser evitados prestando especial atención a la tasa de
cambio del ángulo. Idealmente, el ángulo debería ser construido gradualmente a
2°/100 pies, con un máximo de seguridad de aproximadamente 5°/100 pies. Sin
embargo, cambiar el ángulo desde 3° hasta 7 u 8° no es seguro. Un cambio de
ángulo debe ser distribuido sobre toda la trayectoria. Si un ángulo de 3° es
añadido ligeramente sobre 100 pies y la dirección horizontal no cambia,
probablemente no se presentarán problemas durante perforaciones subsecuentes
o producción. Sin embargo, si el incremento ocurre en los primeros 50 pies, con
los últimos 50 pies permaneciendo recto la tasa de construcción en los primeros
50 pies es: 3°*100/50=6°/100pies.
La severidad de la pata de perro es más compleja. Tantos cambios verticales
como horizontales, deben ser considerados a lo largo de la trayectoria con una
inclinación promedio. Si la inclinación se construye ligeramente desde 8 a 12°/80
pies, la tasa de construcción es 5°/100pies. Pero, si la dirección del hoyo cambia
25° al mismo tiempo, el factor de severidad de la pata de perro se transforma en
7°/100 pies y el hoyo tiene una forma de espiral.
Patas de perro severas en la parte superior del hoyo pueden causar ojos de llaves.
El peso de la tubería de perforación por debajo de la pata de perro forza a la
tubería contra el lado bajo del hoyo ocasionando una caverna fuera de calibre muy
pequeña para que una junta o una barra pase a través de ella. Cuando la tubería
es levantada o bajada, esta puede pegarse en el ojo de llave y tendrá que llevarse
a cabo una operación de pesca costosa asociada a pérdida de tiempo.

CAPITULO 8
87
Si el hoyo está revestido, el revestidor sufre un proceso de desgaste mientras la
parte baja del hoyo está siendo perforada. Por esta razón es más seguro construir
el ángulo rápidamente en la parte baja del hoyo que en la parte alta.
Figura Nº. 8.1 Ojo de Llave
TAMAÑO DEL HOYO
Los hoyos direccionales de diámetro grande son más fáciles de perforar que los
hoyos direccionales de diámetro pequeño. Los hoyos de diámetro grande se
definen como aquellos que varían de 9 5/8” a 12 1/4”. Hay varias razones por las
cuales es más difícil perforar los hoyos de diámetro más pequeños. Una de las
razones es que los hoyos de diámetro más pequeño requieren lastrabarrenas y
tubería de perforación de diámetro pequeño, que son más flexibles;
consecuentemente, las características de la formación tales como la inclinación y
rumbo del estrato, limitan la amplitud de aplicación de peso que puede ajustar el
perforador.

CAPITULO 8
88
También contribuye menos al efecto de péndulo cuando el hoyo se va a regresar a
la vertical.
Los lastrabarrenas de diámetro grande también presentan problemas, hacen más
difícil la aplicación del principio de un estabilizador que no gira insertado en la
sarta de perforación precisamente encima de la barrena para aumentar el ángulo,
y el área grande de su superficie los hace más propicias a que se peguen contra
las paredes.
EFECTO DE LA FORMACIÓN
La inclinación y rumbo del estrato de las formaciones afectan el curso del hoyo.
Cuando una formación laminada tiene una inclinación de 45° o menos, la barrena
tiende a perforar buzamiento arriba. Los ensamblajes de fondo rígidos o
empacados de mantenimiento se usan para combatir la tendencia a variar fuera
del curso.
Figura N°. 8.2 Efecto de la Formación.

CAPITULO 8
89
Para evaluar el efecto de la formación es necesario considerar un parámetro
referencial definido como EDA (Efective Dip Angle)
EDA = DIP ANGLE * COS(HOLE DIR-UPDIR DIR)
Donde:
DIP ANGLE = Angulo de buzamiento del estrato
HOLE DIR: Dirección del hoyo
UPDIP DIR: Buzamiento arriba de la formación
Los valores negativos de EDA indican que la perforación direccional se realiza
Down Dip o Buzamiento abajo, por lo que la formación ejercerá una restricción
adicional de esfuerzos a ser perforada que si se estuviese perforando Up Dip o
Buzamiento arriba.
Figura N°. 8.3 Perforación Direccional Up Dip y Down Dip
Hole Dir
Buzamient
o
UpDIP Dir
N
Up Dip Down Dip

CAPITULO 8
90
HOYOS DE POZOS ADYACENTES
Cuando se desvían varios pozos desde un solo sitio, el magnetismo residual en
los hoyos de los pozos adyacentes puede influir en el instrumento magnético que
se usa para hacer un chequeo de la parte superior del hoyo en el pozo que se esté
perforando. Aunque la cantidad de magnetismo residual es pequeña, puede ser
causa de que se registren datos erróneos en el chequeo. Este problema ocurre
más frecuentemente cerca de la parte superior del hoyo. A medida que el pozo se
aleja de la sección vertical, el problema deja de existir. Se dice que una
separación de 6 pies entre los hoyos es una separación suficiente para dejar el
instrumento fuera de la influencia del magnetismo residual. Si se sospecha que
hay magnetismo residual, el chequeo de la parte superior del hoyo deberá
correrse con un instrumento giroscópico, que no sea afectado por el magnetismo.
SISTEMA HIDRÁULICO
Una de las piezas más importante requerida para que la perforación direccional
tenga éxito es la bomba de lodo. El mejor trabajo de control direccional se hace
con la velocidad máxima de penetración y como normalmente se usan barrenas
de conos, la bomba deberá ser bastante grande para producir los volúmenes y las
presiones recomendadas por el fabricante de las barrenas.
También se necesita una bomba grande para mantener una velocidad de
circulación alta para sacar efectivamente los ripios. Los ripios más pesados y el
lodo se arrastran a lo largo del lado más bajo del hoyo a una velocidad menor que
el lodo limpio en el lado superior. Para controlar este problema es necesario
utilizar una bomba de lodo de gran capacidad y controlar cuidadosamente las
propiedades máximas de acarreo y suspensión del lodo.

CAPITULO 8
91
Figura N°. 8.4 Problemas de circulación de lodos
FUERZA DE FRICCIÓN
Solamente una porción del peso de la sarta de perforación se tiene disponible para
mover las herramientas en hoyos de alto ángulo.
En un hoyo que tiene un ángulo de 70°, más del noventa por ciento del peso de la
sarta de perforación lo soporta el lado inferior del hoyo. Esto no solamente hace
difícil girar la sarta de perforación, sino que también desgasta rápidamente la
tubería y sus uniones. Se puede formar un ojo de llave en el lado inferior del hoyo
cuando se perforan hoyos alto ángulo en formaciones blandas. Esta misma fuerza
de fricción también hace más difícil correr el revestidor dentro de un hoyo de alto
ángulo y esto debe tenerse en cuenta cuando se esté diseñando el revestidor.
Los centralizadores colocados en el revestidor ayudan a reducir esta fricción y
aumentan las probabilidades de un buen trabajo de cementación.

CAPITULO 8
92
Ventajas y Desventajas
Ventajas.
 Posibilidad de obtener más producción por pozo.
 Mayor producción comercial acumulada por yacimiento.
 Fortalecimiento de la capacidad competitiva de la empresa en los
mercados.
 Aumento de ingresos con menos inversiones de costos y gastos
de operaciones.
 Permite reducir el área requerida para las localizaciones ya que
desde un solo sitio se pueden perforar varios pozos.
 Permite penetrar verticalmente el estrato petrolífero pero la
capacidad productiva del pozo depende del espesor del estrato,
además de otras características geológicas y petrofísicas.
Desventajas
 Mayor planificación previa de la construcción del pozo.
 Requiere un monitoreo y control constante de la dirección y la
orientación del hoyo.
 Mayor monitoreo de la litología de la zona perforada.
 Costo más elevado respecto a un pozo vertical.

CAPITULO 9
ÚLTIMA TECNOLOGÍA EN PERFORACIÓN DIRECCIONAL
93
SISTEMAS DE TECNOLOGÍA DE PERFORACIÓN ROTATORIA
Son herramientas que tienen la capacidad de perforar tridimensionalmente durante
la rotación continua de la sarta sin la necesidad de perforación orientada (realizar
deslizamiento ) y que no requieren detener la perforación para orientar la cara de
la herramienta (tool face) para ajustar la trayectoria al plan.
Existen en el mercado varias herramientas que realizan este tipo de perforación,
entre las cuales se tienen:
 Revolution
 Auto Trak
 Auto Trak X-Extreme
SISTEMA ROTATORIO “REVOLUTION”
Figura Nº. 9.1 Sistema Rotatorio - Revolution

CAPITULO 9
94
Perforación con Sistema Rotatorio
 Ensamblaje Sistema Rotatorio con capacidad de perforar
tridimensionalmente durante la rotación continua de la sarta.
• No hay necesidad de perforación orientada (Realizar deslizamiento)
• No se requiere detener la perforación para orientar la cara de la
herramienta (Tool Face) para ajustar la trayectoria al plan.
Beneficios – rotación continua
Rotación Continua
– Baja la probabilidad de pegar la tubería de perforación.
– Mejora la limpieza del hoyo.
– Mejor control de ECD’s.
– Mejor transferencia de peso a la Barrena– incremento en la Rata de
Penetración.
– Mejoramiento en la información de las Herramientas de Evaluación
de Formación (LWD).
• No se requiere realizar deslizamientos
– Minimiza la probabilidad del efecto pandeo sinosoidal.
– Menos arrastre por geometría del hoyo.

CAPITULO 9
95
Beneficios – Confiabilidad en el posicionamiento del Hoyo
 Orientación en la barrena a lo requerido, sin detener la perforación
– Mejor confiabilidad en el control direccional.
– Hoyo en calibre.
• Mejor resolución en la lectura de los registros.
• Mejora la bajada de revestidores.
• Garantiza una excelente cementación.
RevolutionTM Información Técnica
Revolution
 Sistema de “apuntar la Mecha” (Point the bit system).
• Rata de desviación controlada en superficie.
• Ingeniería para hoyos de 6” – 6 ¾” primero, ahora herramientas para hoyos
de 8 3/8” – 12 ¼”.
• Pequeño y compacto, transportable por aire.
– Desplegué rápido
• Sistema hidráulico “limpio” para larga vida.
• No hay componentes móviles que estén expuestos al lodo.
• Sensores cerca a la barrena.
• Soporta Alta temperatura y altas presiones.

CAPITULO 9
96
Revolution Rotary Steerable System
Tres componentes principales
– Modulo de Electrónica y Batería
– Unidad Mecánica
– Estabilizador “Pivot”
Figura Nº. 9.2 Revolution Rotary Steerable System
Figura Nº. 9.3 Revolution – mecanismo de orientación
 Sistema hidráulico mueve el mecanismo de manejo excéntricamente dentro
de la camisa de orientación.
• La bomba proporciona la fuerza motriz para desviar el eje en la dirección
programada.
• El mecanismo de manejo se deflecta en la dirección opuesta a lo requerido
para la desviación del hoyo.

CAPITULO 9
97
• Guías no-rotativas previenen que la camisa gire. Si la camisa empieza a
rotar el sistema hidráulico re-direcciona para que se mantenga en la
orientación deseada.
• Si la manga de orientación comienza a rotar, el sistema de navegación
dirige la hidráulica para mantener la orientación deseada.
Figura Nº. 9.4 Revolution 4-3/4 – unidad Mecánica
Revolution – principio de orientación
• Camisa de orientación no-rotativa.
• Rotación del eje central maneja la bomba hidráulica.
• Bomba provee fuerza motriz para desviar el eje en el dirección la
programada.
• Modulo electrónico provee control con sistema cerrado. “Closed Loop”.

CAPITULO 9
98
• Sensores internos monitorean la orientación, desviación y la rotación de la
herramienta.
Figura Nº. 9.5 Revolution – principio de orientación
AUTO TRAK
Es un revolucionario sistema de tecnología de Perforación rotatoria que transmite
una eficiencia superior en conjunto con una precisión en la geonavegación y una
capacidad de alcance ultra extendida.
El Auto Trak combina las ventajas de rotación continua con lo avanzado
sistema de geonavegación.
Figura Nº. 9.6 AUTO TRAK

CAPITULO 9
99
Es una unidad automatizada que controla la inclinación, la dirección (azimuth) así
como la rotación de la sarta de perforación.
La dirección de navegación es definida por presión distribuida selectivamente a
través de una combinación de controles electrónicos y presión hidráulica en tres
cojinetes estabilizados que se encuentran sobre la manga. Alguna desviación
proveniente del pozo programado en su trayectoria es automáticamente corregida
a través de un control cerrado (closed-loop) sin la necesidad de interrumpir la
rotación de la sarta de perforación.
Figura Nº. 9.7 Partes del AUTO TRAK

CAPITULO 9
100
El Ensamblaje de Fondo (BHA), está conformado por una barrena de diamantes
policristalino (PDC) especialmente diseñada para realizar un corte más agresivo,
una computadora que compara los datos de inclinación ,dirección y vibración de
la herramienta (MWD) Mediciones Mientras se Perfora, para luego controlar la
navegación y así mantener el ensamblaje en curso, esta computadora también se
comunica con la superficie, recibiendo comandos y configurando su implantación,
sensores de inclinación cerca de la mecha alinean el monitor a la mecha y
continuamente envían mediciones al control cerrado (closed-loop).
La herramienta hoyo abajo continuamente transmite información procesada en
sistema status y posición direccional, el computador en superficie recibe esta
información y muestra la data en tiempo real en perforación dinámica, la
trayectoria del pozo, curso de navegación y la localización del fondo del hoyo.
La sarta permite la evaluación de la formación y geonavegación permitiendo recibir
y mostrar en superficie los registros de resistividad, gamma ray y presión.
Basada en la información que se reciba en superficie, el operador del Auto Track
puede redirigir la herramienta en el fondo, cambiar el curso y transmitir diferentes
sets de datos para mejor alcance de los objetivos del proyecto.
Esta herramienta supera problemas asociados con sistemas de motores
navegables que producen hoyos en espiral, debido a la curvatura que poseen
estos motores, hacen que se perfore en hoyos con sobre medidas, estas
obstrucciones causan fricción el cual puede limitar el alcance del hoyo y hacen
más dificil correr revestidores y completaciones.
El Auto Track también permite que la rotación nunca sea interrumpida ya que
permite ajustar la trayectoria constantemente a diferencia de los motores
navegables en el cual se debe parar la rotación para orientar la sarta o girar el
pozo.

CAPITULO 9
101
Otros beneficios producidos por la herramienta:
• Menos torque.
• Menor arrastre.
• Mejor limpieza.
• Permitir el uso de mechas PDC y mejorar la eficiencia de perforación.
• Reducir la fricción de la sarta de perforación.
• Mantener los cortes de las rocas (ripios) suspendidos.
• Menor tiempo de perforación.
AUTO TRACK X-EXTREME
Auto Track X- Extreme. Para incrementar la rotación de 250 a 400 rpm al sistema
Auto Track se le ha incorporado un motor de fondo en el BHA el cual se llama
Auto Track X- Extreme.
Este sistema permite:
• Incrementar la rata de penetración.
• Alcance extendido más lejos.
• Reduce el desgaste de la sarta de perforación y revestidores.

CAPITULO 9
102
Figura Nº. 9.8 Auto Track X- Extreme
PERFORACIÓN PARALELA DE PRECISIÓN (SAGD)
Sistema Especial de Posicionamiento Mediante Mediciones Magneticas
(SAGD)
Figura Nº. 9.9 Perforación Paralela de Precisión SAGD

CAPITULO 9
103
PROCEDIMIENTO PERFORACIÓN SAGD
1.- Se perfora el pozo productor en primer lugar (el inferior) en la base de la arena
petrolífera ya detectada, esta perforación puede realizarse con MWD,LWD y se
entuba tal cómo se realiza normalmente.
2.- Se perfora el pozo inyector (pozo superior) por la parte superior de la arena.
Acá se puede empezar a perforar de manera estándar hasta posicionarse
(overlap) ambos pozos y es aquí donde se requiere la técnica especial de
posicionamiento mediante mediciones magnéticas.
3.- La sarta para posicionamiento por mediciones magnético que se usa está
compuesta por un Bit Sub que tiene unos bolsillos donde van colocados unos
magnetos (imanes) que cuando estos giran por la rotación de la barrena
(mecánica o hidráulica) generan un campo magnético el cuál es medido en sus
tres ejes por una sonda que se baja con guaya en el pozo ya perforado (productor)
qué está entubado. El método de bajar la sonda con guaya en el productor es por
bombeo mecánico.
4.- La sarta que se usa para perforar el hoyo inyector está compuesto por una
barrena-bit sub con los magnetos (esto mide 2 a 3 pies) seguido por el motor de
fondo y los componentes de lectura MWD-LWD.(este último también puede ser
una herramienta Electromagnética o de lo contrario de pulso)
5.- El procedimiento en sí es que se tiene la sarta direccional con el RMRS
(rotaring magnet ranking system) bit sub en el fondo por ejemplo a una
profundidad de 2300 pies .Entonces se mueve la sonda del inyector hasta 2330
pies se empieza a perforar con la sarta direccional y RMRS generando un campo
magnético que va midiendo su intensidad en los tres ejes del campo. Entonces “x”
dará el desplazamiento axial o la profundidad medida,”y” da el desplazamiento
lateral y “z “ da la distancia con el eje del pozo inyector ya entubado.

CAPITULO 9
104
Cómo resultado se tendrá un sistema de medición magnética directamente en la
mecha de perforación lo que brinda un posicionamiento direccional con cero
incertidumbre.
Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor
Figura Nº. 9.10 Drenaje por Gravedad Asistido por Vapor

CAPITULO 9
105
Figura Nº. 9.11 Servicio de Medición con Imanes Rotatorios SAGD
Incertidumbre de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar
Métodos de Registro
Figura Nº.9.12 Medidas de Separación de los Pozos SAGD

CAPITULO 9
106
La separación calculada usando métodos de registro convencionales está sujeta a
errores acumulativos que exceden las tolerancias SAGD.
Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD al Utilizar
Medición con Imanes Rotatorios
El Sistema de Medición con Imanes Rotatorios mide precisa y directamente la
separación en cada conexión.
.
Figura Nº. 9.13 Precisión de las Medidas de Separación de los Pozos SAGD
al utilizar Medición con Imanes Rotatorios.

CAPITULO 9
107
Medición de una Pareja de Pozos SAGD
Figura Nº. 9.14 Medición de una Pareja de Pozos SAGD
Medición en Pozo de Observación
Figura Nº. 9.15 Medición en Pozo de Observación

CAPITULO 9
108
Beneficios del Sistema
 Se eliminan los errores acumulativos de los métodos de registro
convencionales.
 Mantiene la separación dentro de +/- 1 metro.
 Agujero más liso, con mínimo dog leg (tasa de incremento de ángulo).
 La posición relativa y la dirección son evaluadas en cada conexión de
tubería.
 No hay errores debidos a la interferencia magnética producida por el
revestidor en la parte inferior del pozo.
 No hay impacto en las operaciones y tiempo de uso del equipo de
perforación. Ganancia económica!!!!
Requerimientos del Sistema
o Sarta de tubería de trabajo de 2-7/8” para bombear al pozo.
o Unidad de Wireline Monocable con mástil.
o Sistema de Bombeo para desplazar la Herramienta.
o Introducción de la profundidad desde el sistema de recogida de datos en el
sitio de la torre de perforación.
Características
 Rango de detección mayor de 20 metros
 No se necesita tiempo de registro adicional.
 Medición cercana a la barrena.

CAPITULO 9
109
Características del Sistema RMR
Como la fuente magnética rotatoria está situada en el Sustituto lastrabarrena, la
medición puede ser catalogada como próxima a la barrena (near-bit) ya que el
punto desde donde se realiza la medición está a menos de 3 metros de ésta.
• Pueden usarse tanto los servicios tradicionales de bombeo al pozo como
los transportadores wireline para el desplazamiento de la sonda receptora
RMRS.
• Cuando el desplazamiento es facilitado por un transportador de cable
wireline, hay los siguientes beneficios operacionales:
– Una instalación significativamente reducida en la locación del pozo
debido a que no es necesario el alquiler de tanques de
almacenamiento de fluidos ni de bombas.
– Menor tiempo general de montaje de equipo pues no se necesita
instalar y retirar sartas temporales de tubería.
– Mediciones de mayor precisión al no efectuarse las mediciones a
través del apantallamiento de las sartas temporales de tubos.
• Mediciones posibles hasta 20 metros y capacidad de mantener una
precisión de ± 1 metro de separación.

CAPITULO 9
110
Secuencia de Operaciones
 Posicionar la herramienta encima de la barrena con la unidad de bombeo.
 Perforar a la próxima conexión/registro de profundidad.
 Grabar y analizar la información (data) mientras la barrena sobrepasa la
sonda.
 Registrar y hacer una nueva conexión de tubería de perforación mientras se
reposiciona la herramienta.
 Evaluar la posición del pozo y vuelta a perforar.
Operación del Sistema RMRS para SAGD
1) La herramienta de registro mediante imanes rotatorios es introducida
en el pozo de referencia conectada a una línea de cable eléctrico
mono-conductor, y bajada aproximadamente hasta un punto opuesto
y ligeramente encima de la barrena .
2) La herramienta permanece estacionaria durante la duración de cada
registro, lo cual normalmente se corresponde a la perforación de una
sola junta.
3) La información de magnetometría y la profundidad de la barrena son
grabadas de manera continua para procesarla mientras la barrena
pasa cerca a la herramienta de registro. A los pocos segundos de
una detención para realizar una conexión, la información es
procesada y presentada como separación vertical y horizontal junto a
información de la tendencia que indica convergencia/divergencia de
los pozos.

CAPITULO 9
111
4) El perforador direccional puede tomar esta información en la forma
de un nuevo punto de enlace en N, E, y TVD para planear con
antelación la permanencia en la ventana (cuadrante) designada.
5) Se recomienda un sensor de Rayos Gamma (Gamma Ray) para
control adicional sobre la Profundidad Vertical Verdadera (TVD).
Software para RMRS
La Vista en Sección Horizontal muestra en rojo el pozo de referencia, y los
puntos en verde son las coordenadas registradas relacionadas con el pozo de
referencia.
Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al Perforador
Direccional de PD en la toma de decisiones.
Figura Nº. 9.16 Software para RMRS

CAPITULO 9
112
Software de Geo-Orientación para SAGD
– Esta es una vista mirando hacia abajo del pozo de referencia con el
nuevo pozo encima.
– El indicador verde es el registro actual de la profundidad, mientras
los indicadores grises son las profundidad alcanzadas previamente.
– Toda la información está disponible en tiempo real para auxiliar al
Perforador Direccional de PD en la toma de decisiones.
Figura Nº. 9.17 Software de Geo-Orientación para SAGD

CAPITULO 9
113
Figura Nº. 9.18 RMRS
Especificaciones de la Herramienta
 15,000 psi. presión máxima.
 85°C temperatura máxima.
 2 “ diámetro externo x 2.5 metros largo.
 rango: mayor de 20 metros (dependiendo del diseño del pozo).
 Sustitutos Lastrabarrenas con Imanes Rotatorios4-1/2” API Normal de caja
y pin 15.50” x 6.75” Diámetro externo.
 6-5/8” API Normal de caja y pin 16.60” x 8.00” Diámetro externo.

CAPITULO 9
114
Sustitutos Portamechas con Imanes Rotatorios
 4-1/2” API Normal de caja y pin 15.50” x 6.75” Diámetro externo
 6-5/8” API Normal de caja y pin 16.60” x 8.00” Diámetro externo
RMRS 6-5/8”
BITS
Figura Nº. 9.19 Camisa para imágenes

CAPITULO 9
115
SAGD– RMRS & GABIS

CAPITULO 9
116
MWD Electromagnético en Pozos SAGD
 Usado extensivamente en aplicaciones de crudo pesado.
• Herramienta de PD usa comunicación de dos vías.
– Permite transmisión de datos mas rápidos
– Puede incrementar o bajar el poder de transmisión mientras se
perfora
– Elimine la necesidad que las cuadrillas corran el registro direccional
– Habilidad de correr sensores en la barrena.
– Uno de los principales herramientas para que el sección lateral sea
liso.
Figura Nº 9.20 GABIS

CAPITULO 9
117
RMRS RANGING
Se puede el “ranging” hasta 50 metros del pozo dependiendo de la configuracion
del casing / tuberia.
• Confiabilidad hasta +/-3% @ 10m.
• MWD & Motor independiente (60-200 rpm combinado)
• No se requiere tiempo adicional de registro direccional.
• Medidas de inclinación cerca a la barrena.

BIBLIOGRAFÍA
118
 MOORE, Preston L. Drilling Practices Manual.
 DATA DIRECTION LTD, Desviation Control In Rotary Drilling.
 Dowell Schlumberger, Perforación Direccional.
 Schell International Petroleum, Drilling Course round two.
 Petroleum Extension Service, Fundamentos de Perforación, Tomo II.
 Drilco Oil Tools, Manual de Herramientas.
 Anadrill Schlumberger, Catálogo de MWD.
 Perforación Direccional, Cied
 Baker, Catalogo.

Manual_de_Perforacion_Direccional_AMV.doc

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