El documento describe diferentes tipos de perforación de pozos, incluyendo pozos desviados, horizontales, multilaterales y los métodos y equipos utilizados para cada tipo. Explica que la perforación horizontal permite acceder a áreas más amplias de yacimientos de petróleo y gas, y que los pozos multilaterales permiten drenar los yacimientos de manera más eficiente al permitir múltiples ramificaciones a partir de un pozo principal.

1. UNIDAD I .PERFORACION AVANZADA
MECÁNICA DE LA MECHA DE PERFORACIÓN
Hasta hace pocos años, la mayoría de los taladros eran mecánicos, o sea que la
fuerza 'del motor se transmitía a los componentes a través de elementos mecánicos.
La fuerza que5ale de los motores se une, o sea que los motores se juntan a través de
uniones hidráulicas o convertidores de torsión y con cadenas y poleas, las cuales igual
izan la fuerza desarrollada por cada motor y transmitida por un fluido hidráulico para
girar un eje que sale de la unión o convertidor.
Los ejes de transmisión se unen mecánicamente con poleas y cadenas, las
cuales tienen la misma función que una correa de goma entre dos poleas. A este
arreglo de cadena y polea se le conoce como central de distribución, permitiendo que
la fuerza generada por cada motor se pueda utilizar conjuntamente. La central de
distribución a su vez transmite la fuerza de los motores hasta la mesa rotatoria y el
malacate
PERFORACIÓN DE POZOS DESVIADOS
Un pozo perforado en ángulo con la vertical (perforación desviada), para
cubrir el área máxima de un yacimiento de aceite o de gas, o para librar el equipo
abandonado en el agujero original.
FINALIDAD
Alcanzar un objetivo determinado, generalmente la ubicación en el fondo del
pozo, suele encontrarse en un área inaccesible desde superficie.
APLICACIÓN
Método y un dispositivo para la consolidación de una formación atravesada
po9r un pozo desviado por medio de una substancia que se polimeriza in situ por
inyección de un gas. Una aplicación posible del invento es la consolidación de pozos
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2. desviados perforados a través de unas zonas depósitos subterráneos que contienen
efluentes petroleros que se ponen en producción.
PERFORACIÓN DE POZOS HORIZONTALES
La perforación horizontal es una derivación directa de la perforación
direccional. Con la aplicación de esta técnica se puede perforar un pozo
direccionalmente hasta lograr un rango entre 80° y 90° de desviación a la profundidad
y dirección del objetivo a alcanzar a partir del cual se iniciará la sección horizontal. Si
un pozo horizontal es perforado paralelamente al plano de la arena aumenta el área de
contacto entre el pozo y la formación; esto puede implicar que éste no sea totalmente
horizontal. En realidad existen muy pocos pozos horizontales debido a que los
yacimientos regularmente presentan buzamiento. Esto se refleja en un incremento de
la productividad del pozo con respecto a un pozo vertical.
PERFORACIÓN DE POZOS MULTILATERALES
Consisten básicamente en un hoyo primario y uno o más hoyos secundarios
que parten del hoyo primario, cuyo objetivo principal es reducir el número de pozos
que se perforan, además de optimizar la producción de las reservas. Según la
geometría del yacimiento se puede construir distintas configuraciones de pozos
multilaterales para lograr drenar los yacimientos de manera más eficiente.
RAZONES PARA LLEVAR ACABO LA PERFORACIÓN HORIZONTAL
♠ Tomar en cuenta la parte económica y costo del proyecto.
♠ Recoger información acerca del yacimiento y las condiciones del área.
♠ Profundidad del objetivo.
♠ Potencia de la zona productiva.
♠ Mecanismo de producción del yacimiento.
♠ Porosidad.
♠ Permeabilidad absoluta.
♠ Presión de formación.
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3. ♠ Característica de la roca reservorio.
♠ Saturación de fluidos.
MÉTODOS DE PERFORACIÓN PARA POZOS DESVIADOS
Hay varios métodos de desviar un pozo. Desviando se quiere decir
cambiar la inclinación y/o dirección de un agujero. Los métodos más comunes
usados hoy son:
1. ENSAMBLE DE FONDO
Antes de la invención, las herramientas y de los motores, las sartas
estabilizadas fueron (BHA) fueron utilizadas para desviar el agujero. Un
ensamble de fondo es conformado por barrena, el estabilizador, escariadores,
Drill Collars, subs y herramientas especiales. Algo más sencillo que se corre
en el agujero para perforar, la conforma una barrena, Drill Collars y tuberías
de perforación y es a menudo la más usada. El uso de este ensamble limita la
perforación direccional y normalmente es utilizado para secciones verticales
del agujero dónde la desviación no es un problema.
2. DEFLECCIÓN POR TOBERA
El método de desviación de un pozo por medio de Tobera (JETTING)
era el método más común utilizado en formaciones suaves. Este método se ha
utilizado con éxito a las profundidades de 8,000 pies (2,400m); sin embargo la
economía de este método y la habilidad de otras herramientas de perforación
direccional limitan su uso.
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4. Una formación conveniente para toberear debe seleccionarse
cuidadosamente. Debe haber suficiente potencia de impacto hidráulico
disponible y la formación debe ser bastante suave para ser corroído por un
chorro de lodo a través de una tobera de la barrena.
3. UTILIZACIÓN DE CUCHARA
La cuchara para abrir-agujero recuperable es una herramienta de
perforación direccional vieja que es raramente usada en las desviaciones para
abrir-agujero hoy. La cuchara se fija a un BHA flexible que incluye una
pequeña barrena. Un BHA típico sería como sigue:
*Cuchara-la barrena piloto-el estabilizador-un shearpin sub-1
juntura de tubería de perforación-orientador (para singularizar el estudio del
tiro “survey”)- Drill Collar non-magnético.
*El agujero debe estar limpio antes de ejecutar la cuchara. Al alcanzar
el fondo la herramienta se saca ligeramente fuera de-fondo y la cara cóncava
de la cuchara es orientada en la dirección deseada. La herramienta se orienta
entonces en la dirección y es anclada firmemente, posteriormente se le aplica
peso suficiente a la sarta para romper los pines que la sujetan de la cuchara.
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5. 4. LOS MOTORES DE FONDO
Hay dos tipos predominante de motores de fondo impulsados por el
flujo de lodo; 1) El de turbina que es básicamente un centrífugo o bombeo
axial y 2) El de desplazamiento positivo (PDM). Se muestran los principios de
funcionamiento en la siguiente figura y el diseño de la herramienta son
totalmente diferentes. Las turbinas fueron muy utilizadas hace algunos años
pero últimamente el PDM es el mecanismo de batalla principal para taladrar
un pozo direccional.
Las sartas estabilizadas son el método mas barato para desviar un
pozo y debe usarse siempre que sea posible. Desgraciadamente, la respuesta
exacta de estas sartas es muy difícil predecir y los cambios izquierdo o el
paso a la derecha es casi imposible de controlar. Cuando la exactitud del curso
es necesario normalmente el último método que se utiliza.
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6. MÉTODO HORIZONTALES
El método de perforación horizontal nos permite la instalación subterránea de
ductos de tuberías con diferentes fines, cuando en la colocación de dichos ductos, es
necesario sortear zonas urbanas de alto transito, pistas de aterrizaje, caudales de agua
permanente, o zonas en la cuales es imposible detener las operaciones cotidianas, la
perforación horizontal dirigida se presenta como la mejor opción para la colocación
de ductos.
Método de completar un agujero de pozo que tenga un conducto dispuesto en
el mismo, donde por lo menos las porciones terminales inferiores del agujero y del
conducto se posicionen de forma sustancialmente horizontal en una formación
subterránea
MÉTODO MULTILATERAL
Un método mejorado para la perforación de una lateral bien de un pozo
existente es divulgado por el cual una sección de dicho pozo existente es
preferiblemente ampliada como por bajo escariado. La sección ampliada se rellena
con un material como, por ejemplo, epoxi que endurece para formar un cuerpo
impermeable. El material endurecido se perfora fuera lateralmente y también
longitudinalmente, tal que se forma un cruce sellado dentro del cuerpo impermeable
entre el pozo lateral y pozo existente. La perforación longitudinal, sigue un camino
arcuata. En una encarnación de la presente invención, un compresor colocado dentro
de la sección ampliada puede llenarse con el material bombeado para evitar así
cualquier contaminación del material con otros elementos del interior del pozo, como
el barro y aceite, mediante el cual la composición del material bombeado es
consistente y conocida. En una encarnación, una guía de tabla arcuata puede
colocarse en la sección ampliada antes para rellenar la sección ampliada con material.
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7. La Guía de tabla acata guía con lo que posteriormente una broca a través del
material reforzado a lo largo de una ruta arcuata para volver a conectar el pozo
existente a través de la sección ampliada.
Un método de formar una Unión entre un primer pozo y uno o varios pozos
laterales que se ramifican desde dicho primer pozo, dijo que comprende el método:
ampliar una parte de dicho pozo primera para formar una sección ampliada de dicho
pozo primera; instalación de una guía de tabla arcuata dentro de dicha sección
ampliada; y material de bombeo en dicha sección ampliada, dijo endurecimiento
material dentro de dicha sección ampliada para formar material endurecido.
EQUIPOS Y HERRAMIENTAS UTILIZADAS EN POZOS
MULTILATERALES
Cuando se realizan este tipo de pozos existen herramientas cuyo uso es casi
una constante, y ellas son:
· Cuñas desviadoras: pueden ser permanentes o recuperables y se las utiliza para
desviar los pozos hacia el objetivo previsto fijándolas de la cañería madre. Existen
también cuñas para pozo abierto, aunque estas no son recuperables.
· Packers inflables: generalmente se utilizan para colgar cañerías en pozo abierto y/o
aislar alguna zona.
CONSIDERACIONES A TOMAR A LA HORA DE LA PLANIFICACIÓN DE
LA PERFORACIÓN DE POZOS DESVIADOS
El planeamiento de un pozo direccional es un proceso de diseño el cual utiliza
información proporcionada y se desarrolla un plan de perfil de pozo direccional
óptimo:
 Criterio de diseño: Locación de superficie
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8.  Locación del Target
 Referencia de Norte
 Tamaño del Target
 Tendencias de formación
 Tasa de construcción y tumbado
 Proximidad a otros pozos
 Puntos de revestimiento
 Disponibilidad de herramientas y tecnología
SISTEMAS DE REFERENCIA Y COORDENADAS
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9. 8

10. TRAYECTÓRIA DEL POZO
Trayectoria del Pozo Tipos de Patrones en Perforación Direccional
Tipo 1 - Construir ángulo y Mantener “J”
Tipo 2 - Tipo de Pozo en “S”
Tipo 3 - Kick-Off profundo y Construcción
Tipo 4 - Horizontal
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11. MODELOS COMPUTARIZADOS DE POZOS
Son Sistemas de software innovadores utilizados en conjunto con los sistemas
de levantamiento artificial. Empezaremos con una breve descripción acerca de estos
mecanismos de empuje del petróleo a la superficie que pueden ser naturales o
artificiales. Se sabe que el petróleo puede ser extraído como consecuencia del empuje
por la presión natural interna existente en el yacimiento (métodos naturales) o por
métodos artificiales que requieren de la implementación de herramientas
cada vez más sofisticadas y por supuesto del ingenio y conocimiento del
recurso humano.
Una de las maneras de organiza toda esa información es haciendo
simulaciones numéricas con los datos obtenidos y así crear predicciones de lo que
pudiera ocurrir. Gracias a esto se pueden tomar decisiones más certeras sobre
posibles métodos de recuperación, predicciones de
producción del pozo, cambios en las presiones del yacimiento, entre otras.
 Método de Papado pulos
Consiste en graficar en papel doblemente logarítmico, el bombeo en el eje
vertical, contra el tiempo en que ocurre cada abatimiento, en el eje horizontal. La
escala a utilizara de ser la misma en que se encuentran graficadas las familias de
curvas patrón de Papado pulos posteriormente se sobrepone la grafica de los
abatimientos obtenidos de la prueba de bombeo, sobre las curvas patrón, haciendo
coincidir la curva de los abatimientos con alguna de ellas. Conociendo las curvas de
la familia Papado pulos que sigue el mismo patrón de los abatimientos obtenidos en
la prueba de bombeo y aplicando formula sencilla, determinan los parámetros
hidrológicos de transmisibilidad y coeficiente de almacenamiento.
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12.  la gama de simuladores convencionales drillsim
Desarrollados y fabricados por Drilling Sistems es una
solución para entrenamiento avanzada que cumple con los requerimientos de los
operadores, contratistas de perforación, compañías de servicio y universidades
de ingeniería petrolera para ambos ambientes operacionales mar y tierra.
Es un sistema de cuatro tableros, cada tablero mide 400mm
x300mm. El simulador ha sido diseñado para el instructor ambulante.
 El programa diagnóstico XDIAG
Presenta una tecnología bastante avanzada que trabaja con la ecuación de
onda y es ideal para sistemas con bombeo mecánico. Permite, entre otras
cosas; analizar centenares de pozos en períodos de 24 horas, calcular un estimado
bastante bueno de la producción tomando los datos de la curva de IPR y además es
compatible para trabajar con toda clase de bombas. Su principal ventaja es que
maximiza la vida útil de la bomba.
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13. EQUILÍBRIO GRAVEDAD-PRESIÓN CAPILAR
Es la diferencia de presión entre el fluido de la fase no mojante y la fase
mojante.
En un sistema poroso, se observa que las fuerzas inducidas por la mojabilidad
preferencial del medio con uno de los fluidos se extiende sobre toda la interface,
causando diferencias depresión mesurable entre los dos fluidos a través de la
interfase. Cuando los fluidos están en contacto, las moléculas cerca a la interfase se
atraen desigualmente por sus vecinas. Si la interfase es curveada la presión sobre un
lado (cóncavo con respecto al fluido más denso) excede la del otro lado (convexo con
respecto al fluido más denso), luego, esa diferencia es la presión capilar. El concepto
de la presión capilar como característica de una roca porosa resultó de la
representación de fenómenos capilares en tubos de diámetro pequeño (capilares). La
interfase de un sistema petróleo-agua en un tubo de diámetro grande es plana porque
las fuerzas en las paredes del tubo se distribuyen sobre un perímetro grande y no
penetran en el interior. Por lo tanto, las presiones de los fluidos en las interfaces son
iguales. Los poros de las rocas son análogos a los tubos capilares. En diámetros
pequeños, las fuerzas inducidas por la preferencia humectable del sólido por uno de
los fluidos se extiende sobre toda la interfase, causando diferenciales de presión entre
los dos fluidos a través de la interfase.
Es la magnitud de la saturación de agua en un reservorio, para una altura
determinada, esta controlada por:
1.- La estructura porosa de la roca.
2.- La densidad de los fluidos.
3.- Las características de energía superficial.
El efecto de la estructura porosa se determina a partir de las curvas de presión
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14. capilar determinadas en el laboratorio. Los poros en las rocas reservorio son
consideradas análogos a los tubos capilares si se toma en cuenta los diámetros son
pequeños.
Las rocas de baja permeabilidad presentan altas presiones capilares y zonas de
transición de un gran espesor, mientras que las rocas de alta permeabilidad presentan
menores presiones capilares y delgadas zonas de transición.
Cuando dos fluidos inmiscibles están en contacto dentro de los poros, una
superficie curvada se forma entre los dos. La presión en el lado del fluido no-mojante
de la interfase (Pnw), es mayor que la presión para el lado del fluido mojante (Pn).
Esta diferencia de presiones se define como presión capilar (Pc).
Pc=Pnw-Pw
Cuando dos o más fluidos están presentes en una formación porosa a la misma
elevación (por ejemplo, respecto del nivel del mar), y aun cuando los fluidos estén a
la presión de equilibrio, estos no se encuentran a la misma presión. Esta situación se
genera debido a que la atracción mutua entre la roca y el fluido (tensión de adhesión)
es diferente para cada fluido. La diferencia en la presión entre las dos fases
en equilibrio a la misma elevación se denomina presión capilar entre las fases. El
fluido con la mayor tendencia a mojar la roca reservorio tendrá la presión más baja.
DISTRIBUCIÓN INICIAL DE FLUIDOS
La porosidad es la que determina la capacidad de almacenamiento de fluido
que posee la roca, ya que es el porcentaje de volumen total de la roca que representa
al volumen poroso. Por ende para estimar la cantidad de hidrocarburos presentes en
un yacimiento, es necesario determinar la fracción del volumen poroso ocupado por
cada uno de los fluidos presentes.
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15. Precisamente la fracción del volumen poroso ocupado por gas, petróleo o agua
es lo que denominamos saturación. Las ecuaciones matemáticas que representan la
saturación de los fluidos son las siguientes:
PERMEABILIDAD RELATIVA
Se define como el cociente de la permeabilidad efectiva de un fluido a una
saturación determinada entre la permeabilidad absoluta de ese mismo fluido a la
saturación total.
El cálculo de la permeabilidad relativa permite comparar dos fluidos
inmiscibles que fluyen uno en presencia del otro en un mismo medio poroso, ya que
un fluido en presencia de otro inhibe el flujo. Esta permeabilidad puede ser expresada
en porcentaje o fracción. Para un sistema de fluido simple, la permeabilidad de ese
fluido es 1.
Permeabilidad Relativa Agua-Petróleo, Buckley y Leverett derivaron una
expresión de la Ley de Darcy la cual relaciona el flujo fraccional con la relación de la
permeabilidad relativa. El flujo fraccional de petróleo, agua o gas puede ser
determinado de las pruebas de laboratorio.
Permeabilidad Relativa Gas-Petróleo, es realizada para investigar las
características de flujo del yacimiento, el cual está produciendo por gas en solución,
expansión de la capa de gas o donde una recuperación secundaria por inyección de la
capa de gas esté planeada. El cálculo de la permeabilidad relativa gas petróleo se basa
en el mismo principio físico que la prueba de permeabilidad relativa agua petróleo.
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16. Las principales diferencias son: Debido a las diferencias de viscosidades
entre el gas y el petróleo, el punto de ruptura ocurre muy temprano. La fase no
mojante es representada por el gas y la fase mojante por el petróleo.
PRESIÓN CAPILAR
Siempre que dos o más fluidos coexistan en un sistema de tubos capilares, la
combinación de la tensión superficial y la curvatura debida a los tubos capilares hace
que las dos fases experimenten diferentes presiones. A medida que las saturaciones
relativas de las fases cambian, se ha encontrado que estas diferencias de presión
también cambian. La diferencia entre las presiones de dos fases cualesquiera se define
como presión capilar. Las presiones capilares se pueden determinar para sistemas
bifásicos de diferentes clases; de interés para la industria del petróleo están los
sistemas de gas-salmuera, gas-aceite y aceite-salmuera.
Los datos de presión capilar se utilizan directamente en programas numéricos
de simulación y para calcular la distribución de los fluidos en el yacimiento. Las
saturaciones residuales e irreducibles de los fluidos, obtenidas durante las mediciones
de presión capilar, se pueden utilizar para ayudar a estimar la cantidad de aceite
recuperable y las saturaciones esperadas de agua fósil. En cualquier medio poroso con
presencia de fluidos bifásicos, la fase mojante tendrá siempre la presión más baja. Por
lo tanto, las curvas de presión capilar se pueden también utilizar para determinar las
características de mojabilidad del yacimiento. Las presiones capilares se miden
comúnmente con uno de dos instrumentos: celdas de de saturación de plato poroso o
centrífugas. Debido a que los tiempos de prueba son más cortos, la centrífuga es la
técnica de prueba preferida. La ultra-centrífuga permite realizar la prueba a
temperaturas hasta de 150ºC. Existen técnicas para la determinación de la presión
capilar en núcleos consolidados y no consolidados.
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17. FLUJO MULTIFASE
Equilibrio multifase: la zona no saturada no contaminada presenta cuatro
fases diferentes, como se ve en el esquema, aire, suelo, agua y la fase líquida no
acuosa o hidrocarburo. Cuando dos fluidos inmiscibles coexisten en equilibrio en un
medio poroso, están repartidos según las leyes de la hidrostática y de la capilaridad.
La repartición de fluidos depende de la dimensión de los poros, del ángulo de
contacto, de la tensión interfacial y de las saturaciones.
Cuando dos fluidos inmiscibles (agua e hidrocarburo) coexisten en equilibrio
en un medio poroso como es un acuífero, están repartidos siguiendo las leyes de la
hidrostática y de la capilaridad. La distribución de fluidos dependerá, entre otras
cosas, de la dimensión de los poros, del ángulo de contacto, de la tensión interfacial y
de las saturaciones.
Dada la complejidad del proceso de transporte de los hidrocarburos por el
subsuelo es conveniente de finir algunos parámetros que sirven para modelizar este
movimiento, también conocido como de flujo multifase.
% Radio de saturación, es la fracción del espacio total del poro llena de líquido. El
total de todos los radios de saturación, incluido el del aire resulta ser la unidad.
% Tensión interfacial, un líquido en contacto con otra sustancia (sólido, líquido o
gas) posee una energía que es el resultado de la diferencia del grado de atracción de
las moléculas de la superficie entre ellas con la del grado de atracción de otra
sustancia.
% Mojabilidad, se define como la capacidad de posee un líquido para esparcirse
sobre una superficie dada. Es una función del tipo de fluido y de la superficie sólida.
% Histéresis, fenómeno que ocurre cuando la tensión interfacial y la mojabilidad son
diferentes o cuando la interfase líquido-líquido no acuoso está avanzando o
retrocediendo sobre una superficie sólida.
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18. % Presión de capilaridad, cuando dos líquidos inmiscibles están en contacto, se
forma entre ellas superficie que tiende a curvarse.
Flujo de fluidos en los pozos horizontales
Los patrones de flujo que pueden estar presentes dentro de una sección de tubería
vertical son los mismos para una sección horizontal mas dos patrones adicionales
llamados flujo de onda y flujo estratificado. Estos pueden ser bifásicos o
monofásicos. Se describen a continuación:.
¨ Flujo disperso: ocurre a altas velocidades de flujo de gas con la fase liquida
dispersa en forma de gotas. La velocidad de la fase liquida se aproxima a la de la fase
gaseosa.
¨ Flujo anular: ocurre a bajas velocidades del gas. La fase liquida forma un anular
alrededor de la circunferencia de la tubería con el gas fluyendo a través del núcleo
central.
¨ Flujo tapón: el flujo es un patrón intermitente que alterna la fase liquida y la fase
gaseosa a lo largo de la longitud de la línea. El área trasversal de la tubería es
ocupada por un tapón de líquido o gas.
¨ Flujo burbuja o espuma: el flujo es predominantemente de fase liquida, pero la
fase liquida en el flujo burbuja esta a una velocidad mayor que en el flujo tapón. La
fase gas está dispersa en pequeñas burbujas dentro del líquido. Un flujo de gas mayor
es considerado como espuma y un flujo menor de gas es considerado como burbuja.
¨ Flujo estratificado: solo ocurre en las tuberías horizontales cuando la velocidad de
la fase gaseosa es insuficiente como para mantener el liquido anular alrededor de la
circunferencia de la tubería.
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