El diseño de la perforación de pozos es un proceso sistemático y ordenado, este proceso requiere que algunos aspectos se determinen antes que otros, por ejemplo, la predicción de presión de fracturamiento, requiere que la presión de formación sea estimada previamente. Las etapas a seguir durante el diseño de pozos petroleros están bien identificadas y son las siguientes (Un siglo de la perforación en México, 2000):  Recopilación de la información disponible.  Predicción de presión de formación y fractura.  Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento.  Selección de la geometría y trayectoria del pozo.  Programa de fluidos de perforación del pozo.  Programa de barrenas.  Diseño de tuberías de revestimiento y programa de cementación.  Diseño de las sartas de perforación.  Programa hidráulico.  Selección del equipo de perforación.  Tiempos estimados de perforación.  Costos de la perforación.

1. APUNTES: PRIMERA CLASE DE PERFORACIÓN DE POZOS
JHON ENRIQUE RAMÍREZ MANTILLA
Ubicación del pozo: Los geólogos se encargan de ubicar el sitio donde se debe perforar el pozo y deben suministrar la
siguiente información:
 Coordenadas de fondo (target) y Área de tolerancia (box target area).
 Descripción litología de la formaciones que se deben perforar. Profundidad vertical verdadera de cada tope de
formación (TVD). Buzamiento y azimuth de cada una de las formaciones que deben ser perforadas.
 Profundidad del sistema de fallas que se encuentran antes de llegar a las coordenadas de fondo (fallas normales y
fallas inversas), y presión de formación de las diferentes formaciones a perforar.
 Pozos de correlación geológica y pozos de correlación estructural.
 Clasificación del pozo (pozos exploratorios, pozos de desarrollo, pozos estratigráficos o pozos para inyección de
agua).
 Incertidumbre sísmica: el geólogo establece cual es el margen de error de los TVD, buzamientos, azimuth y
descripción litológica de las formaciones. El margen de error de estos datos es lo que se denomina incertidumbre
geológica.
La dependencia encargada de elaborar la prognosis geológica es EXPLORACIÓN. La prognosis geológica, adicional al
contenido antes mencionado también debe incluir el programa de registros eléctricos y el análisis económico que
justifique la perforación del pozo (barriles de reserva que se espera encontrar). La incertidumbre geológica en este
aspecto (OOIP) es de tiene un 90% de posibilidad de fracaso exploratorio. La dependencia encargada de designar las
Coordenadas de superficie, donde se llevaría a cabo el programa de perforación es PERFORACIÓN.
OPERACIONES REQUERIDAS PARA PERFORAR UN POZO PETROLÍFERO
1. Análisis de los pozos de correlación (Off Set Information):
a. Cómo se ejecutaron las operaciones planeadas y establecidas en el programa de perforación.
b. Qué problemas operacionales se presentaron durante la perforación.
c. Análisis de las fallas de equipos básicos de operación y del personal de operación.
Adicionalmente cada una de las compañías de los servicios que participan en la perforación de pozos debe
presentar un informe al finalizar cada fase y cada pozo.
2. Definición del estado mecánico de un pozo: El estado mecánico de un pozo define la geometría del pozo para
cada una de las diferentes fases de perforación, el estado mecánico se define después de haber estudiado la
prognosis geológica y los pozos de correlación.
El estado mecánico de un pozo define los siguientes datos:
a. TVD (True Vertical Depth) de cada una de las fases.
b. Diámetro de la broca de cada una de las fases.
c. Diámetro de revestimiento de cada una de las fases.
d. Profundidad de asentamiento de cada uno de los revestimientos (Casing point). Se ratifica que para
definir el estado mecánico de un pozo es fundamental estudiar y entender la prognosis geológica y los
problemas que se presentaron en los pozos de correlación litológica y estructural.
e. MD (Measured Depth) del tope de los Liners.
3. Actividades requeridas para perforar cada una de las fases en un pozo petrolífero. Perforar el hueco: A
continuación se relacionan las actividades requeridas para perforar un hueco.
a. Seleccionar las brocas de perforación:
i. Análisis del costo por pie perforado en los pozos de correlación.
PROGNOSIS GEOLÓGICA

2. ii. Evaluar las propiedades físicas de la roca (dureza y abrasividad con base en los registros
eléctricos de los pozos de correlación).
b. Diseñar el fluido de perforación (el hueco debe estar siempre lleno de fluido para evitar que influjos de
fluido de formación entren al pozo y para evitar derrumbes del pozo).
i. Identificar los tipos de lodos utilizados en los pozos de correlación.
ii. Evaluar los problemas de inestabilidad química presentados en los pozos de correlación.
c. Diseñar BHA (Bottom Hole Assembly).
i. Análisis del BHA de los pozos de correlación.
ii. Simuladores para definir el sitio de ubicación del martillo de perforación (Drilling Jar, DJ).
d. Diseño de tubería de perforación.
i. Seleccionar la tubería de perforación adecuada que permita manejar todas las cargas axiales de
tensión, compresión y de torque (las cuales son todas las restricciones que se presentan en un
hueco de perforación para sacar y meter la sarta de perforación)
BHA + tubería de perforación (Drilling Pipe, DP) = Sarta de Perforación.
e. Diseño de hidráulica: Definir con qué energía hidráulica se debe perforar (caudal * presión, boquillas):
i. Optimizar la hidráulica por potencia hidráulica (perdidas por fricción en la broca = 65%).
ii. Optimizar por impacto hidráulico (perdidas por fricción en la broca = 48 %).
iii. Optimizar por velocidad en el jet (boquillas, perdidas por fricción en la broca = 88%)
Observación 1 La potencia hidráulica se emplea para formaciones blandas, el impacto hidráulico
para formaciones duras y velocidad en el jet para formaciones muy blandas.
Observación 2 Para definir las perdidas por fricción en la broca se debe seleccionar mediante
modelos matemáticos el diámetro de las boquillas. Las pérdidas por fricción son las restricciones
que presenta el fluido de perforación al flujo dentro de la tubería y en el anular.
f. Diseño de energía mecánica: RPM (Revoluciones Por Minuto) y WOB (Weight On Bit). Se determinan
por medio de pruebas de perforación en campo.
g. Actividades de campo para perforar el hueco:
i. Preparar el lodo de perforación.
ii. Conectar la broca.
iii. Perforar e ir armando BHA: Hacer conexiones cada 30 ft (longitud de cada Drill Collar, DC)
hasta terminar de perforar con el BHA es decir cuando se encuentre dentro del hueco con el
BHA.
iv. Perforar con tubería de perforación (Drill Pipe, DJ), haciendo conexiones cada 90 ft. Por esta
razón es necesario parar tubería antes de iniciar la perforación, normalmente se paran 5.000 ft de
tubería y con esta operación se prueba el equipo de perforación.
v. Circular a limpio con broca en fondo: Para asegurar la limpieza del hueco se debe multiplicar por
cinco el Lag Time (Tiempo que toman los recortes en llegar a la superficie); Bottom Up o
fondos arriba.
vi. Acondicionamiento del hueco para registrar:
 Sacar tubería de perforación a superficie o hasta el zapato del último revestimiento.
 Revisar la broca.
 Bajar la misma broca hasta TD(Total Depth).
 Circular a limpio (Lag time*5).
 Sacar la broca a superficie.
 Desconectar la broca
vii. Registrar el hueco:
 Armar la unidad de registros eléctricos (Rig Up, RU).

3.  Armar la sonda número 1, 2… n (Los registros más comunes son: gamma ray,
resistividad, caliper (diámetro real del hueco), SP (Spontaneous Potential), neutrón,
sónico, densidad e imágenes).
 Desarmar las unidades de registros eléctricos (Rig Down, RD).
viii. Acondicionamiento del hueco para bajar revestimiento:
 Bajar la broca hasta TD.
 Circular a limpio.
 Sacar la broca a superficie o hasta el último zapato.
 Bajar la broca hasta TD.
 Circular a limpio.
 Sacar la broca a superficie.
 Desconectar la broca.
ix. Bajar revestimiento:
 RU el equipo básico.
 Bajar revestimiento de acuerdo al programa.
 Circular a limpio con revestimiento en fondo.
 RD equipo básico para bajar revestimiento
x. Cementar revestimiento:
 RU equipo para cementar.
 Circular a limpio a través de la cabeza de cementación.
 Ejecutar operación de cementación.
a. Probar líneas y cabeza de cementación.
b. Mezclar y bombear pre-flujos.
c. Mezclar y bombear lechadas de cemento.
d. Soltar tapones y desplazar lechadas de cemento.
e. Observar back flow (flujo en reversa).
f. Desarmar equipo de cementación.
Observación Diseño de lechada de cementación, un ingeniero de lodos a nivel mundial no tiene autoridad técnica
para realizar diseños de lechada de cementación. El diseño de lechada se debe hacer por el estudio de los pozos
de correlación.
xi. Esperar fragüe (WOC (Waiting On Cement time)): Esta operación sólo se ejecuta si el
cemento retorna de manera programada a superficie normalmente en las primeras dos fases de
un pozo (En la fase del hueco conductor y la fase de superficie el cemento retorna a superficie de
manera planeada).
xii. Instalar WHA (well head assembly):
 Limpiar contra pozo.
 Cortar revestimiento.
 Instalar cabezal.
 Instalar BOP (Blow Out Prevention).
 Probar BOP.
xiii. Hacer Drill Out (DO):
 Conectar la broca para la siguiente fase.
 Armar BHA para la fase siguiente.
 Bajar sarta de perforación hasta el tope del cemento.
 Perforar cemento y equipo de flotación (collar y zapato).
 Limpiar Rat Hole (10-15 ft).
xiv. Hacer prueba de integridad de la formación:
 Circular a limpio.
 Homogenizar la densidad del lodo.
 Sacar la sarta y colocar la broca en el zapato.

4.  RU equipo de cementación.
 Hacer prueba de integridad (FIT (Formation Integrity Test) o LOT (Leak Off Test).
xv. Perforar fase 2:
 Repetir operaciones.
Observación 1 Los liners son la tubería de revestimiento que no cuelga en superficie y queda colgada dentro del
hueco a 200 ft del zapato del ultimo revestimiento con una herramienta llamada Liner Hanger (colgador de
liner).
Observación 2 Cuando la cementación de los revestimientos no se planean para que haya retorno en superficie, el
revestimiento se debe colgar en superficie en el cabezal correspondiente utilizando la herramienta Casing
Hanger.
EQUIPOS BÁSICOS REQUERIDOS EN OPERACIÓNES DE PERFORACIÓN
Equipo de perforación
 Tubería de perforación.
 Elementos de BHA (Drill collar, HWDP).
 Torre de perforación.
 Malacate.
 Bloque viajero.
 Mesa rotaria.
 Top drive (sirve para generar movimiento de rotación, simultáneamente moviendo arriba y abajo).
 Bombas de lodo (genera la potencia hidráulica requerida para perforar).
 Sistema activo de lodo (tanques de lodo con sistema de agitación, transferencia, sistema de mezcla, sistema de
desgasificación, sistema de separación de solidos).
 Sistema de reserva de lodos (tanques de lodo para el acondicionamiento específico).
 Generadores eléctricos de potencia.
 Sistema eléctrico del equipo de perforación.
 Sistema de soldadura.
 Sistema de almacenamiento de agua.
 Sistema de acondicionamiento de combustible.
 Bodega de repuestos.
 Casino.
 Campamento.
 BOP
 Herramientas de manejo de tubería de perforación.
Unidad de registros eléctricos – Equipo básico para el manejo del fluido de perforación – Equipo básico para bajar
revestimiento – Equipo básico para cementar – Equipo básico para instalar WHA – Brocas – Herramientas BHA no
incluidas en el equipo de perforación (estabilizadores) – Equipo básico de perforación direccional – Unidad Logging
(para monitorear los 514 parámetros de operación de pozo) – Equipo de inspección de revestimiento y tubería de
perforación – Herramientas de pesca – Equipo de Wash Management
PERSONAL DE OPERACIÓN
Equipo de perforación:
 Tool Pusher (Jefe de Equipo).

5.  Supervisores de perforación.
 Perforador.
 Encuellador.
 Cuñeros.
 Electricistas.
 Mecánicos.
 Soldadores.
 Obrero de patio y Ayudante de Mecánico.
Unidad de registros eléctricos:
 Ingeniero de Registros (Ing. Eléctrico y Civil)
 Operador de unidad de registro (no profesionales)
 Ayudantes de registros.
Equipo básico para el manejo del fluido de perforación:
 Ingeniero de Lodos (90% profesionales de Ingeniería de Petróleos)
Equipo básico para bajar revestimiento:
 Operador de llaves hidráulicas de potencia (no profesional)
 Operador de cuñas (no profesional)
 Operador de alineamiento de revestimiento (no profesional)
Equipo básico para cementar:
 Ingeniero de cementación (Ingeniero de Petróleos o personal empírico con más de 15 años de experiencia)
 Operador de unidad de cementación (no profesional)
 Ayudantes de cementación (no profesional)
Equipo básico para instalar WHA:
 Expertos de instalación WHA (no profesional)
Brocas:
 Experto en corrida de brocas. (Ingeniero de petróleos)
Herramientas BHA no incluidas en el equipo de perforación (estabilizadores):
 Company Man
Equipo Básico de perforación Direccional:
 Perforador Direccional (Ingeniero de petróleos, civil, y mecánico)
 Ingeniero MWD (Ingeniero de petróleos, civil, y mecánico)
Unidad Logging (para monitorear los 514 parámetros de operación de pozo, es un servidor donde se reciben segundo a
segundo y pie por pie, los parámetros operacionales y geológicos del pozo que se está perforando)
 Logger (Geólogo)
 ADT (Ingeniero de petróleos experto en modelos matemáticos de la perforación)
Equipo de inspección de revestimiento y tubería de perforación:

6.  Operador (no profesional)
 Ayudantes de operador.
Herramienta de pesca:
 Fish Man (Ingeniero de petróleos o Tool Pusher)
Equipo de Wash Management:
 Supervisor (Ingeniero de petróleos).
 Ayudantes (no profesional).
Asistente Company Man (Ingeniero de petróleos)
Company Man (Ingeniero de petróleos)
Operaciones planeadas
PROGRAMA DE PERFORACIÓN
ACTIVIDADES REQUERIDAS PARA
PERFORAR
Operaciones no planeadas
CASOS FORTUITOS
CAUSAS
1. Inestabilidad mecanica
2. Inestabilidad quimica
3. inestabilidad mecanica+
inestabilidad quimica
4. Cambios bruscos de la
trayectoria del hueco
PROBLEMAS OPERACIONALES
FALLAS DE EQUIPOS BASICOS DE
OPERACIÓN
FALLAS DE EQUIPOS PERSONAL DE
OPERACIÓN