Trabajo de campo. rx 1012

Informe Trabajo de Campo Rxp -1012
Luis E. Juárez(Técnico en Perforaciones)/ Gabriela P. Sarmiento(Estudiante Geología) - 1 -
POZO:
PLUE.ST.R.xp-1012, Pozo exploración profunda.
Informe: Práctica de campo
Técnico Universitario en Perforaciones: Luis E. Juárez
Estudiante de la Carrera de Geología 5ºaño: Gabriela P. Sarmiento

INDICE
1. Agradecimientos.
2. Objetivos.
3. Ubicación de la Zona de Estudio
3 a –UBICACIÓN DEL DEPARTAMENTO SAN MARTIN SALTA/ARGENTINA
3 b- UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL POZO DENTRO DEL YACIMIENTO
3 c- MARCO GEOESTRUCTURAL DE LA ZONA
4. Introducción
4. a CUENCA
4. b RESERVAS DE GAS
4. c ESTRATIGRAFIA
4. d MODELO DE TRAMPA
4. e CARACTERIZACION DEL ANTICLINAL SUBANDINO
5. Interpretaciones geológicas para la perforación
6. Componentes de una turbina
6. a CARACTERISTICAS MECÁNICAS
6. b APLICACIONES CON TURBINAS
6. c GRAFICOS TIPICOS DEL COMPORTMIENTO DE UNA TURBINA
7. Criterios para la Perforación de la Fm. SANTA ROSA
8. Trépanos con diamante policristalino compacto. PDC
8. a CRITERIOS DE SELECCION
8. b HIDRÁULICA DE TRÉPANO (EJEMPLO)
9. Cabina de control geológico
9.a TRABAJOS QUE SE REALIZAN
9. b TRABAJOS QUE SE DESARROLLAN EN LA CABINA DE CONTROL GEOLÓGICO
9. b.1 PREVIO A LA PERFORACIÓN
9. b.2 DURANTE LA PERFORACIÓN
10. Planilla característica Guía del Maquinista
10. a DATOS IMPORTANTES DEL POZO
11. Bibliografía

1. AGRADECIMIENTOS
En primer lugar agradezco a mi FAMILIA por haberme tenido paciencia sobre todo cuando
me ausentaba en los días de descanso para ir a los pozos para recopilar información y
consultar a especialistas sobre diferentes temas, a PLUPETROL ENERGY por haberme
dado la posibilidad de trabajar y aprender en Yacimiento Ramos marcando una diferencia
importante en mis conocimientos y persona.
Agradezco a todos mis compañeros, ingenieros, geólogos, supervisores y personal de las
distintas empresas de servicio que en todo momento estuvieron predispuestos a evacuar
mis dudas.
Este trabajo refleja una pequeña fracción de lo que se realiza en YACIMIENTO RAMOS.
RR..XXPP--11001122

2- OBJETIVOS:
El siguiente trabajo intenta consolidar los conocimientos adquiridos en las carreras de Ingeniería y
Geología . Principalmente aborda temas referidos a la perforación con turbina, la importancia de
la hidráulica de perforación, trépano de arrastre y su vinculación con la geología del lugar.
Para ello se consultó Manuales MTS de la Planta Vanson de donde se extrajo información de pozos
vecinos (instalaciones de producción, estratigrafía, caudales de producción obtenidos por el
separador de ensayo S-120). Con respecto a la carrera de Geología se hizo incapié en conceptos
como : estilos estructurales, mecanismo de formación de estructuras, fascies sedimentarias y
ambientes de depositación a partir de columnas estratigráficas de diferentes pozos que hacen a
la evaluación Geomecánica y que inciden directamente en la ubicación del pozo y en la
utilización de determinadas herramientas y lodos. Para ello se traba
3- UBICACIÓN DE LA ZONA DE ESTUDIO

3.a – UBICACIÓN DEL DEPARTAMENTO SAN MARTIN – SALTA/ ARGENTINA
El Departamento Gral. San Martín se encuentra situado en el Norte de la provincia de Salta. Sus
coordenadas geográficas lo ubican entre los 63° 06’ 33” de longitud oeste y los 23° 39’ 12” de
latitud sur.
Características de la zona: Las ¾ partes del Departamento es llanura, perteneciente a la región
chaco-salteña hacia el este.
Geografía: Las serranías abarcan la parte noroeste y oeste.
Clima: La temperatura media anual es de 21,5°C (máxima 48° en enero y mínima 8,4° en julio)
Minería: petróleo y gas natural, arena, caliza y el hierro.
Fauna :Es muy diversa y rica (yaguaretés, Tapir, lampalaguas, yararás, chanchos del monte,
corzuelas, estc)
3.b UBICACIÓN GEOGRÁFICA DEL POZO DENTRO DEL YACIMIENTO

NOMBRE DE POZO: PPLLUUEE..SSTT..RR..XXPP--11001122
TIPO DE POZO: Exploración Profundo
PROFUNDIDAD FINAL: 5700 m MD (-4700 m.b.n.m.)
OBJETIVOS DEL POZO: Primarios: Fm. Huamampampa (Escama Profunda)
Secundarios: Fm. Huamampampa, Icla y Santa Rosa
PROD. INICIAL ESTIMADA: 750 Mm3/d de gas.
CONSORCIO RAMOS: PLUSPETROL ENERGY SA (Operador)
PAIS: Argentina
PROVINCIA: Salta
AREA: Ramos
COORDENADAS: X: 4385428
SUPERFICIE Y: 7487073Cota aprox.: 1011 m.s.n.m.
COORDENADAS: X: 4385428
OBJETIVO Y: 7487073
Cota estructural: -4250 m.b.n.m.
3.c- MARCO GEOESTRUCTURAL DE LA ZONA
Las Sierras Subandinas, como provincia geológica, responden a las características de una faja
corrida y plegada de lámina delgada (Mingram et al, 1972, 1979, Aramayo Flores, 1999), ubicada
entre la provincia geológica de Cordillera Oriental al oeste, donde aflora el basamento deformado
y la llanura chaqueña al este. Las Sierras subandinas están formadas por una serie de alineaciones
anticlinales donde cada una se expresa morfológicamente como una serranía, así a la latitud del
R-1004
SIERRAS DE SAN ANTONIO
POZO: RXp-1012
EJE ESTRUCTURAL DE ANTICLINAL

paralelo 22° se reconocen 7 ejes mayores, de oeste a este: de Peña Blanca, del Pescado, de
Pintascayo, de Bermejo o Orán, de San Antonio, de Aguarague y de Madrejones Durán . En Bolivia,
la zona más externa de la faja plegada, donde no llegan a aflorar los depósitos preterciarios, toma
el nombre de Pie de Monte.
4. INTRODUCCION
4. a CUENCA DEL NOROESTE
Los hidrocarburos de esta región se desarrollan en dos cuencas diferentes: la Paleozoica (integra a
la Siluro-Devónica y a la Carbonífera) y la Cretácica. En el sector subandino de la cuenca Paleozoica
el entrampamiento predominante es estructural, en anticlinales compresivos propios de la faja
plegada. A esta clasificación pertenecen los yacimientos del "play Devónico" (Aguarague, Chango
Norte, Ramos, San Pedrito) y los campos carbónicos mayores (Campo Durán, Madrejones, San
Pedro).
En el grupo de campos menores del Carbónico y el Terciario hay casos donde el cierre de la trampa
es contra falla con acumulaciones en bloque alto y bajo. En este grupo de campos también hay
casos en donde el cierre está dado por el acuñamiento de areniscas fluviales de las formaciones
Tranquitas (Tranquitas, Lomitas), San Telmo (Macueta Sur) y Las Peñas (Ñacatimbay) pendiente
arriba a lo largo del eje anticlinal.
4. b RESERVAS DE GAS
Actualmente la mayor parte de la producción y de la reserva de gas y condensado del noroeste de
la Argentina y de Bolivia proviene de cuarcitas devónicas que se encuentran en las estructuras
profundas de las sierras subandinas. Esta asociación constituye parte de un modelo de
entrampamiento o "play" que se repite con pocos cambios en todos los yacimientos que forman
parte de esta provincia gasífera.

Se trata anticlinales de decenas de kilómetros de longitud que tienen a las areniscas cuarcíticas
devónicas (Huamampampa, Icla y Santa Rosa) fracturadas en la zona de la cresta del pliegue. Estas
formaciones se caracterizan por tener porosidades primarias bajas y casi impermeables, salvo
donde se encuentran fracturadas y puedan desarrollar la suficiente permeabilidad como para
alcanzar productividad económica. El sello principal lo constituye la Fm. Los Monos, una sección
pelítica sobre presionada que permite sostener altas columnas de gas y desacopla a estas trampas
de la estructura aflorante.
Tabla cronológica de los eventos asociados al sistema petrolero devónico.
4.c ESTRATIGRAFÍA
En el Subandino hay cinco ciclos mayores de sedimentación o secuencias de primer orden, que
conforman una columna de unos 10.000 m de sedimentos que va desde sedimentos tan antiguos
como el Precámbrico hasta los seis millones de años, donde la Sierra comienza a levantarse
(Disalvo y Villar, 1999).
El Ciclo Siluro-Devónico, que es el más importante desde el punto de vista de la geología del
petróleo, ya que es en rocas pertenecientes a este ciclo donde se originó el hidrocarburo, donde
también se almacena y, además, las trampas respetan la geometría de la deformación de estas
rocas.
Tradicionalmente, a la columna sedimentaria involucrada en los yacimientos del Subandino
Argentino se la dividía en capas denominadas "A", "B", "C" y "D" siguiendo el orden de aparición
en la perforación de los pozos y, posteriormente, se las equipara a las formaciones Los Monos,
Huamampampa, Icla y Santa Rosa del Sur Boliviano.
Trabajos posteriores trataron de darle un marco estratigráfico secuencial equiparándolas a los
afloramientos descriptos en la región (Albariño et al., 2002) y su correlación está siendo debatida
actualmente, principalmente para resolver problemas de diacronismo de las unidades formales.
De todas maneras aún se conserva la nomenclatura tradicional de:
Fms Kirusillas-Lipeon: rocas predominantemente políticas (Silúrico), con características de roca
generadora de Hidrocarburos, actualmente en ventana de Gas (Cruz et al., 2001).
Fm. Santa Rosa: rocas de predominio psamítico (Devónico Inferior), conformando un ciclo
grano y estrato creciente.

 Fms. Icla-Huamampampa: rocas de naturaleza pelítica, de edad Devónico Medio, cuya
culminación de areniscas cuarcíticas (F. Huamampampa), constituyen un perfecto ciclo
grano y estrato-creciente.
 Fm. Los Monos: consta de un paquete de más de 600m de pelitas de edad Devónico Medio
a Superior, donde se intercalan areniscas de escaso espesor y continuidad. Es la principal
roca generadora de Hidrocarburos de la cuenca y por sus características oleogenéticas y
palinológicas recientemente datadas se la divide en dos secciones (Disalvo y Villar, 1999)
 Los Monos inferior: presenta materia orgánica amorfa, finamente dividida y severamente
alterada y gran madurez térmica. Es predominantemente generador de Gas y generador
marginal de Petróleo.
 Los Monos superior: presenta materia orgánica mixta marino-terrestre, sapropélica. Tiene
un potencial primario como generadora de Petróleo.
Desde el punto de vista de la estratigrafía secuencial podemos decir que sobre un sustrato del
Ciclo Cambro-Ordovícico, constituido por sedimentos pelíticos metamorfizados que forman el
basamento estructural y económico de la región, se depositaron más de 3000 de sedimentos
clásticos, marino someros y continentales, que Starck et al. (1992) y Starck (1995) subdividieron en
tres ciclos sedimentarios con jerarquía de supersecuencias.
Supersecuencia Cinco Picachos (Silúrico - Devónico Inferior) (Fms. Zapla, Kirusillas y Santa
Rosa).
Supersecuencia Las Pavas (Devónico Temprano - Medio) (Fms.lcla y Huamampampa) y
Supersecuencia Aguarague (Devónico Medio - Tardío) (Fm. Los Monos).
4.d MODELO DE TRAMPA
La eficiencia de este entrampamiento en el Devónico Inferior y Medio de las sierras subandinas
responde a la presencia de tres elementos que se asocian de manera efectiva entre sí para la
formación de estas acumulaciones. Estos elementos son:
 Anticlinales bien preservados de dimensión kilométrica con cierre en los 4 sentidos.
 Sistemas de fracturas en la zona de cresta que proporcionan permeabilidad a un
reservorio con muy baja permeabilidad primaria.
 Sello hidrodinámica que permite sostener grandes columnas de gas.
4.e Caracterización del anticlinal subandino
La principal característica que distingue a los pliegues de las Sierras Subandinas Orientales, donde
se encuentra al mayoría de los yacimientos, es el gran desacople que separa al nivel estructural
inferior del superior. El nivel estructural inferior comprende a los sedimentos silúricos
(formaciones Kirusillas y Tarabuco) y devónicos inferiores y medios (Formaciones Santa Rosa, lcla y
Huamampampa), la base de este nivel (despegue inferior) está ubicada en las pelitas basales de la
Formación Kirusillas y el techo (despegue superior) dentro de la Fm. Los Monos. Las estructuras de
este nivel corresponden a pliegues de rampa donde el mecanismo de flexión de falla es dominante
En los casos de anticlinales con un relieve estructural que supera una simple duplicación del
espesor del nivel estratigráfico inferior hay que considerar la presencia de duplexes, fluencia

plástica u otras complicaciones que expliquen el mayor relieve estructural (Starck el al., 2002). Las
rampas vergen al este y conectan ambos niveles de despegue.
Los cierres en el anticlinal quedan definidos en general por un limbo oeste que refleja la rampa
en yaciente y un limbo este asociado a la acomodación de la rampa colgante. Los cierres norte y
sur se dan por hundimiento del anticlinal que se asocia a cambios en la geometría de la rampa o
transferencia del rechazo del corrimiento basal.
El nivel estructural superior comprende a toda la sucesión sedimentaria que sobre yace al
Devónico Medio. El despegue de este nivel se ubica dentro de la Fm. Los Monos y produce una
intensa deformación en el núcleo anticlinal del nivel estructural superior. En el flanco oeste de los
anticlinales y en los sinclinales la Fm. Los Monos tiene un comportamiento isopaco, sin
deformación plástica, pero en la zona anticlinal pueden diferenciarse tres secciones: la de abajo
solidaria al nivel estructural inferior, la de arriba solidaria al nivel estructural superior y la
intermedia, desacoplada de ambos niveles y donde se desarrolla una intensa deformación
imposible de reconstruir en detalle debido a que se combina la monotonía estratigráfica que
presenta la Fm. Los Monos con la complejidad estructural que presenta este apilamiento o
diapirismo tectónico.
5. INTERPRETACION GEOLOGICA PARA LA PERFORACIÓN
 El objetivo principal del Rx-1012 es la Fm. Huamampampa a una profundidad de 5250mbbp,
esta formación desde el punto de vista mecánico es una roca competente. Posee un alto
grado de compactación y diagénesis que reduce la porosidad primaria a valores casi nulos.
Debido a la profundidad de esta escama y al sometimiento tectónico en la que se
encuentran, se prevee que el reservorio se halle dominado por fisuras y micro-fisuras a lo
largo del eje estructural.
 Las fracturas hallan sus valores de mayor intensidad en las secciones crestales de los
anticlinales y del limbo frontal.
 En caso de no encontrar reservas hidrocarburiferas en el objetivo planteado, se producirá
de las Formaciones Icla, Huamampampa y Santa Rosa ubicadas más arriba de similares
características petrofísicas y de reservas comprobadas no desarrollada.
 Los reservorios de las formaciones Icla y Santa Rosa son areniscas cuarcíticas con
intercalaciones lutíticas y limolitícas micáceas (depositadas mayormente en el Devónico),
estas formaciones son mecánicamente competentes. Debido a las condiciones físicas a las
que están sometidas (presión litostática y alto grado diagenético) la porosidad primaria se
reduzco a valores casi nulos. El volumen poral y la permeabilidad efectiva se desarrollan a
partir de fisuras y microfisuras por: a)levantamiento tectónico ( con pedidas de calor y
presión litostatica) b) Plegamiento y fallamiento

 Transporte tectónico ( presiones diferenciales en todas las direcciones, esto se evidencia
más en zona de charnela)
 Los espesores rígidos son horizontes cuarcíticos con potencias entre 150 y 700 metros,
estos cuerpos de roca de las formaciones Santa Rosa y Huamampampa capaces de
transmitir esfuerzos a decenas de kilómetros antes de quebrarse y formar estructuras de
plegamiento por flexión de fallas, dúplex y de propagación.
 Las formaciones de Los Monos e Icla son los capaces de absorber los esfuerzos compresivos
en los núcleos anticlinales, también favorecen la generación de despegues y deslizamientos
 Cualquier anticlinal subandino puede ser descrito por tres niveles o pisos estructurales.
ESPESORES (m) COLUMNA ESTRATIGRÁFICA
451
540
338
1421
424
317
450
1320
100
339
Santa Rosa: Areniscas cuarzosas
muy abrasiva
Icla: Areniscas y limolitas
Huamampampa: Areniscas
Icla#2: Areniscas y limolitas
Prof. Final 5700mbbp
Huamampampa#2: Areniscas
cuarzosa
Terciario: Areniscas y limolitas
Los Monos: Luititas y limolitas
Tarija: Fangolitas arenosas
Tupambi: Areniscas y Limolitas
Los Monos: Lutitas y limolitas
PERFORACIÓN CON TURBINA Ǿ = 7
¼” 1.8 rev/gal , BHA RIGIDO,
ρ=1020 g/l, 5-15 klb WOB, Bit Ǿ=10
5/8” PDC.
PROF. (m)
451 mbbp
875 mbbp
1192 mbbp
2613 mbbp
2951 mbbp
3491 mbbp
4811 mbbp
5261 mbbp
5600 mbbp
5700 mbbp

6. COMPONENETES DE UNA TURBINA
Diametros de Htas – 2 7/8”, 3 3/8”, 4 ¾”, 6 5/8”, 7 ¼”, & 9 ½”
Turbine stages: Sección de turbinas, el número de secciones puede ser ajustado para una potencia
específica requerida. Posee además características específicas que permiten minimizar las cargas
hidráulicas en los cojinetes de las turbinas.
Bearing thrust: Los cojinetes de carga axial soportan las cargas más fuertes y están ubicados por
debajo de la sección de turbinas. El enfriamiento y lubricación de estos cojinetes los provee el
fluido de perforación, por ello deben ser muy resistentes. Existen dos tipos: a) cojinetes de
elastómeros b) cojinetes de PDC el segundo con mayor resistencia a las temperaturas y esfuerzos.
Lower Radial Bearings: Son cojinetes ubicados en el fondo de la sección de cojinetes, soportan
cargas transversales de lado a lado de la Turbina. Existen dos tipos a) cojinetes de elastómeros b)
cojinetes de carburo de tungsteno, el segundo ofrece mayor resistencia a la fricción y a las alteas
temperaturas.
Stabilizer: Los estabilizadores intermedios y aquellos próximos al trépano son requeridos para
poder controlar la dirección del pozo. Para que el conjunto de fondo de pozo mantenga un curso
derecho, las aletas del estabilizador deben tener un tamaño lo más parecido posible al del
trépano. La consideración más importante que se debe tener en cuenta al elegir el estabilizador
adecuado para un pozo, es el tipo de formación que se debe penetrar. El estabilizador debe ser
durable; cuando más dura y abrasiva sea la formación, más durable debe ser el estabilizador.
ROTOR
SECCIÓN ENSABLADA
ESTATOR
A
B
A
COGINETES
sssSB
TURBINA
Álabes

Flexible titanium drive shaft: el eje de dirección flexible de titanio tiene la suficiente resistencia y
flexibilidad para trabajar sin problemas entre los límites de ángulos ajustables del bent housing.
Bent Housing: Ubicado a unos 6pies del trépano, es una herramienta curvada única ajustable, el
ángulo de inclinación puede variar de 0.75º a 1.5º ajustables en el campo.
Arrangemet blades turbine: es la disposición de los álabes en el rotor respecto a los del estator en
relación a la potencia hidráulica imprimida sobre estos, es la que permite la rotación de la
herramienta.
Rotor: El rotor es otro componente de la turbina fijo al eje y libre para rotar.
Estator: El estator está sometido a compresión y tiene un movimiento relativo respecto al housing
de la turbina.
La figura muestra la sección de potencia que pueden ser de (1, 2 o 3) secciones de potencia con
distintas perfiles de alabes y características de balance de empuje hidráulico.
ESFUERZO AXIAL
TORQUE
VELOCIDAD
DE ROTACION
PRESION DE FLUJO
Flujo a través de los álabes
ROTACIÓN
Stage 1
Stage 2
ESTATOR
ROTOR
SECCION DE POTENCIA
PRESIÓN DE FLUJO

6. a CARACTERISTICAS MECÁNICAS
R = radio promedio de las hojas
d = gravedad especifica del lodo
T = torque entregado por la turbina
S = velocidad de rotación del rotor
P = potencia de la turbina.
dp = caida de presión a través de una hoja.
Δp = caída de presión a través de la taotalidad de las hojas.
Q = caudal de lodo disponible para la turbina
Velocidad de rotación
La velocidad de rotación es directamente proporcional al caudal. La velocidad del rotor es
directamente proporcional al Q del a bomba
S=K1Q
En la práctica, y Para un determinado caudal, la velocidad real depende del torque ejercido por la
formación sobre el trépano. Los variados valor’s de rajas revolutions secede candor el torque no as
tomado por el trépano (trépano fuera del fondo), es cero cuando el torque tomado por el trepano
es igual o mayor que el max torque de la turbina, está en el punto de parade.)
Torque de entrega
El torque de entrega es proporcional al cuadrado del caudal, por la gravedad específica del lodo y
por el radio de las hojas de los discos.
T= K2RQ2d
El torque de entrega de una turbina completa es directamente proporcional al número de
secciones de impulsión. En la práctica para un flujo determinado el torque de entrega va desde
cero cuando el turbodrill rota a bajas RPM (trépano fuera del fondo de pozo) a un valor máximo
cundo la turbina se para.
La Potencia de entrega.
La potencia de entrega desarrollada por la turbine es igual al tiempo de rotación, la velocidad de
rotación. Por lo que la potencia desarrollada es proporcional al cubo del caudal de la bomba.
P= K3RQ3d
Para un flujo nominal, la máxima potencia de entrega es la potencia nominal. Las torques y
velocidades de rotación correspondientes son valores nominales. Para un determinado caudal, la
potencia maxima desarrollada es obtenida cuando la velocidad de rotación es la mitad de los
valores de carrera. A estos puntos, el torque disponibles sobre la mitad de estos valores como el
punto de parade. La condiciones normales de la turbine concuerdan con este punto, consiguiendo
la más alta tasa de penetración.
Eficiencia
Se define como la fuerza mecánica desarrollada por la turbina dividida por una fuerza hidráulica
determinada. El tipo de hojas usadas por la turbina logra una eficiencia teórica de 70%. Estos
valores no consideran la fricción en los cojinetes. Si incluyéramos todas las fricciones la eficiencia

rondaría los 60% dependiendo de las RPM de la sarta, Caudal bomba, desgaste de los cojinetes,
tipo de lodo etc….
Caída de Presión
La caída de presión a través de la turbine es proporcional al cuadrado de la descarga del lodo, la
densidad del lodo y el numero de secciones de impulse. En una primera aproximación, la caída de
presión es casi independiente de la velocidad de la turbina.
6. b APLICACIONES CON TURBINA
 Pozo Vertical – Mantener inclinación.
 Pozo Direccional – Desde 0 hasta 90 grados
 Pozo o Sección Horizontal
 Side Track en Hueco Abierto.
 Aplicaciones con mechas Impregnadas / Hibridas.
 Aplicaciones con PDC y turbina.
 Pozos Underbalance
 Típicamente son 100 alabes por sección.
 Alta RPM.
 Bajo peso sobre la mecha.
 Alta Potencia.
 Alta Temperatura.
 Baja vibración.
 Calidad de Pozo.
 Capacidad Direccional.
 Minimiza la perdida de ROP mientras se desliza
 Realción de velocidad de la turbine y el trepan 3.25:1

6.c GRAFICOS TIPICOS DEL COMPORTMIENTO DE UNA TURBINA
Variaciones en las características mecánicas de una TURBINA vs.
Velocidades de rotación (gravedad especificad, Q cte.)

Luis E. Juárez(Técnico en Perforaciones)/ Gabriela P. Sarmiento(Estudiante Geología) 16
WOB and Turbodrill Characteristics (condition 1)
WOB and Turbodrill Characteristics (condition 2)
Curvas de información características
sobre peso sobre el trépano (para
formaciones suaves)
Curvas de información características sobre peso
sobre el trépano (para formaciones duras)
Las formas de las curvas de la potencia de
entrega de la turbina (teórica) y la tasa de
perforación son muy semejantes. También se
observa en la gráfica que la carga sobre los
cojinetes de fondo no es tan grande.
Las formas de las curvas de la potencia de entrega
de la turbina (teórica) y la tasa de perforación son
muy semejantes pero hay una mayor amplitud de
separación entre ambas.

Los fabricantes de este tipo de herramientas aseguran que estas brindan:
 Disminución de vibraciones
 Calidad de pozo (reducción de espiralamiento)
 Mejor ubicación del tool face (mayor orientación Turbodrill vs. PDM
Drilled with short parabolic 6 blades, 13mm
PDC whit impact arrestors on 6-5/8” T2
TURBINE
Rate of Penetratiton ROP (ft/h)
WOB ( klbs)
Drilled with short parabolic 6 blades, 13mm
PDC whit impact arrestors on 6-3/4”PDM
MWD SHK
TURBODRILL
PDM
IMAGES OF BOTTOM HOLE

 Excelentes sliding vs. rotating Rop.
Las aplicaciones mencionadas más arriba están basadas en función varios estudios y pruebas
realizadas a diferentes tipos de turbinas con distintas condiciones de trabajo. Sin embargo la
práctica demuestra que estas cualidades son relativas, el desarrollo de la perforación la Fm Santa
Rosa es una muestra clara de esto.
7. CRITERIOS PARA LA PERFORACION DE Fm. SANTA ROSA
Como se mencionó anteriormente la Fm. Santa Rosa es una constituida principalmente por
arenas cuarzosas de granulometría mediana a fina. Los esfuerzos tectónicos a los que está
sometida y la presión litostáica ejercida a 4210 m hacen de esta formación una de las más
abrasivas y con problemas de arrastre, aprisionamiento y derrumbes, características bien
conocidas por perforadores con experiencia en la zona.
En función de lo mencionado más arriba es que se decidió perforar con,
 BHA rigido
 Turbina de régimen 1.8 revoluciones/galón Ǿ 7 ¼”
 Trépano de arrastre Ǿ 10 5/8” (se cree que se obtendrá una mejor perforabilidad de acuerdo a
las características geomecánicas de la formación)
 Caudal 600 a 650 gpm, Pº max descargade 316 Kg/cm2 y ρ=1020 g/l (para evitar derrumbes
y fracturas inducidas)
 5-15 klb WOB y 50-60 RPM (no dañar los liners, disminución de vibraciones, aumentar vida del
trépano, evitar torques reactivos)
Es importante la buena comunicación entre los diferentes especialistas con el maquinista y estos
con el company man para lograr un buen trabajo. Cada uno de estos evaluará lo que observa y en
caso de querer realizar alguna maniobra fuera de lo pre-establecido deberá consultar con sus
colegas.

8. TRÉPANOS CON DIAMANTE POLICRISTALINO COMPACTO PDC
Los tápanos de arrastre con cortadores fijos tiene un diseño muy elemental, carecen de partes
móviles y normalmente el cuerpo fijo del trépano es de acero o carburo de tungsteno (matriz), o
una combinación de ambas.
Estos trépanos de diamantes son fabricados con diamante natural o sintético que le proporciona
dureza extrema y alta conductividad térmica para poder perforar formaciones duras a semiduras;
cabe destacar que mientras más dura y abrasiva sea la formación, los cortadores del trépano serán
más cortos de formas más redondeadas pero irregulares(pastillas). Estos trépanos además pueden
ser usados rotando a altas velocidades utilizando turbinas o motores de fondo, con diferentes
pesos y condiciones hidráulicas.
Ejemplo.
Especificaciones del producto
IADC M842
Fixed TFA 1,94in2
Nº de hojas 18
longitud del calibre 3,5 in
área de los canales de conducción 5,6in2
Torque de confección 71/2"+bit
sub 37,1-42,4Kft-lb(50,3-57,5kNm)
Numero de referncia E0869
status R
Recomendaciones de Operación
Caudal de Flujo 395-900 gpm
Velocidad de rotación
Aplicaciones con turbina y motores de alta
velocidad
Max. Peso sobre el Trépano 68Klb (31Tn)
El mecanismo de corte de este tipo de trépanos es por fricción y arrastre, sumado las elevadas
revoluciones que alcanza, genera altas temperaturas.

8. a CRITERIOS DE SELECCIÓN
La secuencia lógica para la selección adecuada de un Trépano PDC como para otros tipos de
trépanos contempla entre otras cosas:
8. a.1 Obtener información de los pozos prospectos
Objetivo del pozo
Diámetro del pozo
Secuencia litológica a atravesar
Diseño estructural geológico
8. a.2 Seleccionar estructura de corte
Tamaño y tipo de cortadores
Densidad de distribución de los cortadores
Inclinación de los cortadores
8. a.3 Cuerpo y perfil
Optimiza la estabilización y la agresividad durante la perforación
8. a.4 Elaborar análisis económicos
Evaluar las ganancias y ahorros en base al costo por metro y rentabilidad económica, entre otros.
8. a.5 Seleccionar un buen diseño Hidráulico
Analizar todos los parámetros referentes a la hidráulica de perforación: propiedades
reológicas del lodo y pérdidas de presión en todas las secciones.
8. a.6 Seleccionar un adecuado BHA.
El diseño adecuado de un BHA facilita el buen rendimiento de un determinado trépano
manteniendo o cambiando la trayectoria del pozo.
La figura muestra que el armado de fondo empaquetado tiende a seguir con la verticalidad del pozo. Los
distintos armados estarán ajustados a la trayectoria propuesta, las características de la formación y el
objetivo que se quiere alcanzar.
BHA EMPAQUETADO BHA PENDULAR BHA ERRATICO

8. b HIDRÁULICA DE TRÉPANO (EJEMPLO)
Caudal de la bomba 335,000 gpm
Densidad 12,800 ppg
Diam. Del trepano 8,5 in.
Presión del manómetro 3000 psi
Boquillas Cantidad Día. (in) Área
Tipo 1 3 12 432
TFA 432
P(psi)
156*(ρ*Q2)/TFA2
HHPb (Hp)
Q*P*
HHPB/in2
(Hp/in2) HHPb*1.27/Ǿbit2
Vn(ft/seg)
417.2*Q/ TFA2
I.F
Vn*Q* ρ/1930
I.F/in2
I.F*1.27/ Ǿbit2
%psi
ρ *100/Pº(directa)
HHPsist(Hp)
Q* Pº(directa)/1714
Perdida de presión en el trépano
P= 1204,60991 psi
Fuerza hidráulica en el trepano
HHPb= 235,440093 HP
Fuerza hidráulica x in
2
de pozo
HHP/in2
= 4,13853175
Velocidad en las boquillas
Vn= 323,523148 Ft/seg
Fuerza de impacto
I.F.= 718,791326
fuerza de impacto x in cuadrada
I.F. / in2
= 12,6348095
% de la perdida de presión en el trepano
%psi = 40,1536637
Fuerza hidráulica en todo el sistema
HHP Sist. = 586,347725 HP
Referencias:
Q= caudal de la bmba (gpm)
ρ= densidad del lodo (ppg)
TFA= área total de flujo en
trépano (in2)
Ǿbit=diámetro del trépano (in)
Pº (directa)= (psi)
Formulas desarrolladas

9. CABINA DE CONTROL GEOLÓGICO
Quienes operan en la cabina de control geológico llevan on-line todos los parámetro de perforación,
observando que ninguna de las más importantes variables salga de un estándar de valor. Además en este
lugar se toman muestras cromatografía del gas y cutting analizando cuidadosamente(forma, tamaño,
mineralogía,rastros de hidorcarburos en cutting, cantidad y calidad de los gases que salen junto con el lodo
del espacio anular, detección de SH2 y CO2 etc)con el fin de identificar pases formacionales, presencia de
formaciones estables, inestables, contenido de fluidos, gases, etc.
Todos estos datos son conjugados y comparados con los parámetros obtenidos por todos los sensores
dispuestos en todo el equipo de Perforación como ser en piletas, trip tanck, contadores de emboladas,
sensores de peso en linea muerta, etc. De esta forma se está mas seguro de que el pozo se lleva acabo con
normalidad puesto que es un sector más que está monitorenado todo lo que ocurre.
9.a TRABAJOS QUE SE REALIZAN
Tipo de unidad: on-line.
Intervalo: desde superficie hasta fondo de pozo.
Frecuencia de muestreo: cada 5 m desde 150 m.b.b.p. hasta 2600 m.b.b.p. y
cada 2 m desde 2600 m.b.b.p. hasta fondo del pozo. (en zonas de interes la
toma de muestra podrá ser cada metro)
Parámetros a ser monitoreados
 Velocidad de penetración
 Peso sobre Trépano
 RPM
 Presión de Bomba
 Presión de Casing
 Torque
 Presión poral y presión de fractura*
 Densidad de entrada y salida del lodo
 Temperatura de entrada y salida del lodo
 Contador e integrador de emboladas de la
bomba de lodo
 Nivel de piletas y alarma
 Detección continua de gas*
 Análisis cromatográfico de gases *
 Detección de SH2 y CO2
 Análisis de la morfología del derrumbe*
 Control de la producción de volumen de sólido*
 Medidor continúo de resistividad del lodo
 Monitoreo de maniobras
 Display oficinas Supervisión y Geología
* Análisis de presiones y estabilidad de Pozo

9.b TRABAJOS QUE SE DESARROLLAN EN LA CABINA DE CONTROL GEOLÓGICO
Se confeccionan Perfil de Control Geológico de todo el intervalo perforado a escala 1:1000. Para las zonas
de interés se realizadará en escala 1:200.
9.b.1 PREVIOS A LA PERFORACIÓN
 Revisión e interpretación de la información de pozos cercanos.
 Delinear junto con el personal de la compañía operadora la forma de trabajo de las compañías de
servicio (control geológico, perfilaje), de acuerdo con las normas y las metas a cumplir.
 Realizar reuniones interdisciplinarias previas a las operaciones de perforación.
9.b.2 DURANTE LA PERFORACIÓN
Supervisión y Evaluación del Control Geológico.
 Control de Calidad de equipos y personal de las unidades de Control Geológico.
 Descripción detallada de muestras, recortes, coronas y testigos laterales.
 Evaluación de Manifestaciones de Hidrocarburos (a partir de la detección de gas y evidencias en
los recortes).
 Correlación con otros pozos del área, para definir con precisión los puntos de entubación, por
medio del análisis del cutting, datos de herramientas de LWD (GR y Resistividad),
comportamiento de la detección de gas, etc...
 Determinación de zonas para la Extracción de Testigos Corona.
 Colaboración en detección y decisiones a tomar sobre temas de Seguridad (surgencias,
emanaciones de gases combustibles y tóxicos).
 Identificación de indicadores por medio de los que se pueda predecir y/o prevenir
complicaciones durante la perforación: gases anómalos; cambios en el exponente de
perforación (exponente “d”); variación en la temperatura, densidad u otras propiedades del
lodo; derrumbes (características y origen de los mismos); seguimiento del volumen de
producción de sólidos; variación en los valores de densidad de lutitas y factor de lutitas (shale
factor = test con azul de metileno); detección de horizontes guía (cambios litológicos,
calcimetría, etc.).
 Evaluación de Presiones de Formación (Presión Poral y Presión de Fractura) y Estabilidad de
Pozo
Supervisión y Evaluación de Perfilajes.
 Control de Calidad y Evaluación de Perfiles (convencionales, de Imágenes, Resonancia Magnética,
RFT, Testigos Laterales, VSP).
 Correlación con pozos cercanos.
 Cálculos Preliminares de Saturación.
 Determinación de Gradientes de Presión para la identificación de fluidos del reservorio (a partir de
los datos de RFT).
 Elección de niveles para la extracción de Testigos Laterales.
 Comunicación Constante con la Supervisión de Perforación.
 Elaboración De Reportes Diarios.

 Compilación y evaluación de datos geológicos.
 Seguimiento detallado y análisis de las diversas operaciones y eventos de interés.
9.b.3 POSTERIORES A LA PERFORACIÓN
 Definición de Niveles de Interés para Ensayos de Terminación de Pozo.
 Confección de Informes Finales.
ALGUNAS FOTOS
Muestra de cutting
Sensor de nivel de pileta
Cabina de Control Geológico
Personal de Halliburton realizando
pruebas al lodo de perforación
para determinar características
reológicas
Cabina del Maquinista
Bent Housing de un PDM

10. PLANILLA CARACTERÍSTICA GUIA DEL MAQUINISTA
WELL:
RAMOS XP-
1012
MD: 4215 m DRILLER HANDOVER NOTES DATE
RIG:151 DRILLER TOURPUSHER
SHOE MD EMBUDO HOLE SIZE
JAR TRIP UP DWN
MAX. STRING
O/P
PUMP Nº PUMP Nº PUMP Nº PUMP Nº PUMP Nº PUMP Nº PUMP Nº
SPM PRESSURE SPM PRESSURE SPM PRESSURE SPM PRESSURE SPM PRESSURE SPM PRESSURE SPM PRESSURE
Hora Operación PROF.(mts) Tiempo Perf.
Mts.
Hrs.
Rotacion
circulando
INSTANTANEAmts/Hr
RPM WOB EPM Q(GPM) PSI STAND TORUQE LB AMP ECD L/GAL
Time Den. Eda. Dens. Sda Visc.Ent Visc. Sda. PUT DIF.VOL OBSERVACIONES:
10.a DATOS IMPORTANTES DEL POZO
TORUQES RECOMENDABLES
BHA Lbs
DC 11" 104000
DC 9 1/2" 90000
DC 8" 52000
DC 6 1/2" 24669
DC 4 3/4" 9900
HW 6 5/8" 52000
DP 6 5/8" 62000
HW 5" 32120
DP 5" 32000
DP 3 1/2" 12800
4220 m
3626 m
2281 m Embudo
Tope Liner 11 ¾”
2284 m (16 m)
Shoe 11 ¾” 3020 m

Bibliografia.
 Applied Drilling Engineering, 2º Printing,Society of Petroleum Engineers/age1991
 Curso para Ingenieros Axis Consultora-Ing.E Garcia/ año 2003
 Introducción a la interpretación de registros de perfilaje Smith Bits/ año2004
 Smith Neyrfor PDVSA TURBINAS/ año 2004
 MTS Impresión EXTRACCION Y CAPTACIÓN MFO-1/ año2000
 Introducción a las Fajas Plegadas y Corridas-E.Cristallini-año1998
 Paleoambientes Sedimentarios Luis Antonio Spalletti-1980 La Plata Bs As.
 Petti John, FJ 1975 Sedimentary Rocks.
 Folk, R.L 1974 Petrology of Sedimentary rocks.

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