Técnicas Especiales de Perforación - cedip

ÍNDICE
Técnicas Especiales
de Perforación
Técnicas Especiales de Perforación
I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE (T.F.) 3
Introducción 3
Componentes del equipo de tubería flexible 3
Dimensiones y características de la tubería flexible 3
Software 3
Aplicaciones 4
Consideraciones para perforar con tubería flexible 4
Experiencias de perforación con tubería flexible 5
Preguntas y respuestas 7
II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTIMIENTO 8
Página
Introducción 8
Antecedentes 8
Equipo de perforación 9
Herramientas para perforar con tubería de revestimiento 10
Herramientas y accesorios para el manejo e introducción de la tubería 12
Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la perforación 12
Procedimiento para el manejo de la tubería de revestimiento durante la recuperación 13
Procedimiento para el manejo e introducción de la tubería de revestimiento para
cementarla 13
Recomendaciones durante la perforación 14
III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE 15
Introducción 15
Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance 15
Aplicación y casos generales de la perforación bajo balance 15
Consideraciones para seleccionar el fluido circulante a emplear 16
Tensión de arrastre 18
Barrenas e hidráulica 18
Proyecto direccional 18
Sarta de perforación 18
Equipo superficial 19
Equipo superficial de separación de fases 19
Equipo de estrangulación 22
Manejo de los fluidos producidos 22
Dispositivos de monitoreo a través de sensores y alarmas 23
1

Técnicas Especiales de Perforación
2
Seguridad y ecología 23
Capacitación de personal 23
Consideraciones operativas 23
Preguntas y respuestas 25
Referencias 25
IV. AGUAS PROFUNDAS 26
Introducción 26
Posicionamiento dinámico 26
Compensación de movimientos en la superficie 27
Compensador de movimiento vertical (CMV) 27
Métodos básicos del funcionamiento del compensador de movimiento vertical 28
Operación de un compensador de movimientos verticales 30
Sistemas de tensionadores de líneas guías en plataformas semisumergibles 30
Base guía temporal y permanente 30
Conductores marinos (riser) 32
Líneas de matar y estrangular 33
Junta telescópica 33
Efecto de flotación en conductores marinos riser 33
Sistema de tensionadores de riser marino en una plataforma semisumergible 34
Vehículo de operación remota (ROV) 36
Selección del sistema de exploración 36
Problemas de perforación en aguas profundas y ultraprofundas 37
Costos 40
Expansión del mercado 41
Preguntas y respuestas 42
Referencias 42

PRESENTACIÓN GENERAL
Técnicas Especiales
de Perforación
La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa,
profunda, costosa y se ve en situaciones más
comprometidas con el ambiente. Por eso es
indispensable utilizar algunas técnicas especiales,
que nos permitan alcanzar los objetivos
de los programas de perforación en la búsqueda
de hidrocarburos, con el mínimo de
tiempo, máxima seguridad y al menor costo.
Este libro se ocupa de las siguientes técnicas
de perforación, a saber:
I. OPERACIONES CON TUBERÍA FLEXIBLE
Introducción
En la última década la aplicación de la Tubería
Flexible (T.F.) es uno de los aspectos más
importantes de desarrollo tecnológico en la
industria petrolera. Tal es su importancia, que en la
actualidad un buen número de pozos es intervenido
con este sistema.
Estos equipos intervienen en la perforación, terminación
y mantenimiento de pozos. Su facilidad de
instalación, bajo costo y seguridad han permitido
ahorros significativos a la industria petrolera.
Aquí nos ocuparemos primordialmente de la utilización
de la Tubería Flexible como un equipo de perforación.
Se hará una breve descripción del equipo en
sí, componentes, herramientas de fondo, seguridad
de las instalaciones y aspectos económicos.
Componentes de equipo de Tubería Flexible (T.F)
Unidad de bombeo
Unidad de potencia
Carrete y tubería flexible.
Cabina de control
Cabeza inyectora
cabeza
inyectora
Conjunto de preventores
Grúa y subestructura
Figuras 1 y 2
Dimensiones y características de la T.F.
Técnicas Especiales de Perforación
De acuerdo con los principales fabricantes de tubería
flexible, “Quality Tubing” y “Precision Tube
Technology” , ésta puede suministrarse en carretes
de 1” hasta 3 ½” y longitudes máximas de 25 mil pies.
En cuanto a peso y dimensiones, se enfrenta a la
limitante para conseguir los permisos de tránsito
en las carreteras y a la capacidad de las embarcaciones
para subirla en las plataformas marinas.
Las características que debe reunir la T.F. son:
Acero con bajo carbón
Esfuerzo mínimo a la cedencia 70-80 000 psi.
Tensión mínima de 80-90 000 lbs.
Dureza máxima Rockwell de 22C
Software
preventores
unidad de
potencia
subestructura autoelevable
carrete de T.F.
Figura 1. Diagrama de Tubería Flexible.
cabina de control
unidad de
bombeo
Petróleos Mexicanos cuenta con programas de cómputo
para diseñar y operar durante la perforación
3

Técnicas Especiales de Perforación
con tubería flexible y entre otros los siguientes:
Modelo para flexion de tuberías (BUCLE 1).
Modelo para diseñar sartas de tuberías de revestimiento
(CASING 2).
Modelo para cementación de pozos (CEMENT 2).
Modelo para esfuerzos en el agujero (CSTRESS 2).
Modelo para arrastre y colapso de T.F. (CTDRAG 1).
Modelo para cambios en diámetro (CTGROWTH 1).
Modelo para fatiga de T.F. (CTLIFE 2).
Paquete profesional para T.F. (CTPRO 1).
Modelo hidráulico para pozo (HYDMOD 3).
Modelo para esfuerzos triaxiales (TRIAX 1).
Modelo para control de pozos (WELCON 2).
Aplicaciones
Entre las múltiples aplicaciones que tiene la tubería
flexible están:
Limpiezas
Inducciones
Estimulaciones
Cementaciones
Pescas
Terminaciones
Perforación
Consideraciones para perforar con T.F.
4
Figura 2. Perforación con T.F.
Objetivo
Perforar un pozo rápido, seguro y a bajo costo,
se puede lograr ya que la T.F. no necesita conexiones
por ser continua, maneja menor volumen de
fluidos y acero que las tuberías de revestimiento.
Asimismo evitan pegaduras ya que se tiene circulación
continua. Al final esto redunda en beneficios
económicos.
Otro aspecto importante a considerar y que se vuelve
pregunta obligada antes de dar cualquier paso
es ¿por qué utilizar un equipo de tubería flexible?
Por ser más económico al explotar formaciones someras,
con mejores condiciones de seguridad y mínimo
impacto ambiental.
Existen consideraciones a tomarse en cuenta: la
metodología a seguir y la programación de la perforación.
Metodología
Analizar la información disponible de pozos perforados,
recopilando todos los antecedentes como datos
históricos de perforación, columna geológica del
área de estudio, registros geofísicos, núcleos,
gradientes de presión y de fractura y fluidos utilizados
etcétera.
Diseño del pozo: analizar los
requerimientos de producción
para que, con base en ello, se
diseña la geometría del pozo.
Infraestructura: con qué equipo
y accesorios se dispone
para desarrollar este método
alterno de perforación.
Logística: este punto es importante
ya que conlleva un ahorro
significativo, si el suministro
de materiales y accesorios
se efectúa a tiempo.
Ejecución de la perforación y
la terminación: por ser la perforación
una operación relativamente
rápida es necesario
contar con equipos de regis-

tros, parámetros de medición en tiempo real, para
poder definir con oportunidad los pasos a seguir
durante el desarrollo de la intervención.
Diseño de perforación
En este punto, el diseño se lleva a cabo de manera similar
al que se realiza para perforar con un equipo convencional,
considerando los siguientes parámetros:
Geometría del pozo: ésta se determina principalmente
por la profundidad y diámetro requerido. Con
base en estos parámetros, seleccionar el diámetro
de las barrenas, que va en relación directa a la tubería
de revestimiento que se requiera y a los asentamientos
de la misma.
Profundidad desarrollada: tomando en cuenta que
la perforación es con tubería flexible se debe considerar,
por seguridad, un mínimo de 220 m. de tubería
flexible extra en el carrete.
Barrenas: con base en la experiencia para perforar
formaciones suaves se recomienda utilizar barrenas
tipo PDC (diamante policristalino); para las demás
formaciones se debe seleccionar de acuerdo
al código IADC (Asociación Internacional de Contratistas
de Perforación).
Fluidos de perforación e hidráulica: como en la perforación
convencional, el fluido de control debe ser
compatible con la formación, enfriar adecuadamente
la barrena, tener capacidad de sustentación para
acarrear el recorte, mantener la estabilidad de las
paredes del agujero y un bajo contenido de sólidos.
Dependiendo de las necesidades operativas,
también se debe considerar el fluido para perforación
bajo balance y el uso de fluido espumado.
Trayectoria del pozo: ésta se adecuará a los requerimientos
del yacimiento, pues prácticamente no existe
limitación en cuanto a cumplir con las trayectorias
diseñadas, debido a que se perforan las formaciones
con sarta navegable.
En la práctica se ha observado que, en perforación
vertical, la inclinación del agujero no debe exceder
los 2 grados.
Herramientas de fondo: los componentes típicos de
una sarta de perforación son:
Técnicas Especiales de Perforación
Barrena, motor de fondo, sustituto de flotación, dos
lastrabarrenas antimagnéticos, equipo de medición
durante la perforación (MWD), martillo hidráulico y
conector de tubería flexible.
Conexiones superficiales de control: deben ser acordes
a las presiones esperadas en el yacimiento y
contar como mínimo de un preventor doble con arietes
de corte y ciegos. Carrete con salidas laterales
para la línea de flujo y estrangulador ajustable.
Preventor cuádruple (con arietes de tubería, cuñas,
corte y ciegos ) de acuerdo al diámetro de la tubería
y estoperos adecuados.
Experiencias de perforación con T.F.
En la región Norte se han perforado cinco pozos con
el equipo de T.F., uno en la Unidad Operativa Poza
Rica el Acuatempa 27 y cuatro en la Unidad Operativa
Altamira (Franco Española 1, 11, 36 y Troncoso 108).
Los resultados se muestran en la tabla 1.
Pozo
MWD
Bna. Hta. Direcc. T.F. H.Fdo. M/día Tipo
5 7/8” MWD-LWD Mwd Lwd 2 3/8” 4 ¾” 16 Direccional Dir
Acuatempa
27
Franco
Española
36
Franco
Española
1
Franco
Española
11
Troncoso
108
5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 40.7 Horizantal Hor
5 7/8” MWD Mwd 2 3/8” 4 ¾” 65.9 Horizantal Hor
4 3/4” MWD Mwd 2 3/8” 3 5/8” 103.4 Direccional
Dir
5 7/8” MWD Electro 2 3/8” 4 ¾” 105 Horizantal Hor
Tabla 1. Pozos perforados.
En la figura 3 se observa cómo se desarrolló la
curva de aprendizaje, conforme se fue adquiriendo
mayor experiencia en el manejo de T.F. durante
la perforación y ésta va desde 16 m /día hasta
llegar a los 105.
Se realizó una comparación entre la perforación
convencional y con T.F. y se obtuvieron los siguientes
resultados:
Costo / Beneficio
En la tabla 2 se observa un ahorro considerable a
este respecto.
5

Técnicas Especiales de Perforación
6
M /día
120
100
80
60
40
20
0
Figura 3.
Acuatempa
27
Concepto
Equipo Ahorro
conv. T.F. %
Volumen de fluido 100 57 43
Tubería de revestimiento 100 54 46
Menos personal 100 46 54
Reducción de la localización 100 20 80
Mínimo tiempo de
instalación
Menor en tiempo manejo
de TP
Franco Franco Franco
Española Española Española
36 1
11
100 33 77
100 72 28
Menor volumen de lechada 100 57 43
Reducción en tiempo
de perforación
Menor tiempo en ejecución
de obra
Tabla 2. Ahorro en perforación
100 23 77
100 75 25
TRONCOSO
108
Con relación a los fluidos de perforación y tuberías
de revestimiento utilizados, tanto en diseños convencionales
como con T.F., se observa una reducción
del orden del 50 por ciento véase figura 4.
Diseño con Eq. Convencional Diseño con T.F.
17 1/2”
12 1/4”
8 1/2”
Figura 4. Geometría de Pozos
Fluidos
13 3/8” m.
de2a10m.
9 5/8” 150 m.
7” 1500 m.
12 1/4”
8 1/2”
5 7/8”
ó 4 3/4”
1ª etapa 11,252 l. 1ª etapa 5,418 l.
2ª etapa 54,187 l. 2ª etapa 25,447 l.
9 5/8” 20m
7” 150m
4 1/2”ó 3 1/2”
1500 m

Tuberías de revestimiento
1ª etapa 10,323 kg. 1ª etapa 6,370 kg.
2ª etapa 63,697 kg. 2ª etapa 20,426 kg.
Respecto a la distribución del equipo en una localización
terrestre, el área necesaria es de 25 x 32 m. y
para un equipo convencional es de 100 x 100 m.
figura 5 y 6, el movimiento del equipo se reduce de
siete a dos días y comprende desmantelar, transportar
e instalar.
Preguntas y Respuestas
1.- ¿Qué ventajas se obtienen al perforar con tubería
flexible?
Ahorro en costo y tiempo de perforación así como
menor impacto ambiental
2.- ¿Qué ventajas obtenemos al utilizar nuevas tecnologías?
ACCESO
Figura 5. Distribución de equipo.
PERRERA
TRACTOR
KOOMEY
GENERADOR
COMBUSTIBLE
Técnicas Especiales de Perforación
Ser competitivos nacional e internacionalmente,
estar actualizados en tecnología de punta y perforar
al menor costo posible.
Figura 6 Equipo convencional adaptado para perforar
con tubería flexible.
BOMBA DE
LODOS DE
RELEVO
UNIDAD DE TF
PRESAS
AGUA
GRUA
SUBESTRUCTURA
BOMBA
DE
LODOS
PRODUCTOS
QUIMICOS
ESTRANGULADOR
UNIDAD DE
POTENCIA
BURROS
TR/DC
CONTENEDOR
7

Técnicas Especiales de Perforación
II. PERFORACIÓN CON TUBERÍA DE REVESTI-
MIENTO
Introducción
La tecnología emergente de la perforación de pozos
empleando la Tubería de Revestimiento (Casing
Drilling) se encuentra en etapa de prueba con buenos
augurios para ser una tecnología rentable.
Aquí se describe la experiencia realizada en la Cuenca
de Burgos utilizando la T.R. como tubería de perforación.
La industria de la perforación, como toda empresa
preocupada por su permanencia
en el mercado, tiene
entre sus principales objetivos
estar a la vanguardia en
la tecnología de perforación
para ser competitiva en los
mercados nacional e internacional,
considerando que toda
incorporación de tecnología
deberá de ser encaminada a
reducir los costos y/o a incrementar
las utilidades de los
clientes. En este entorno, se
decidió utilizar tubería de revestimiento
durante la perforación.
El cambio básico consiste en
eliminar la sarta de perforación
y sustituirla por tubería de revestimiento.
De acuerdo a la
perspectiva de las compañías
que han utilizado este método
de perforación, han logrado un
ahorro en el costo de 7 y 10 por
ciento en el tiempo total de
perforación.
En la Cuenca de Burgos, se realizó
la adecuación de un equipo
para poder perforar rotando
la tubería de revestimiento hasta
el objetivo y evaluar tanto la
resistencia de la junta como la
del tubo a los esfuerzos de torsión
y arrastre, dando origen a
8
CERRALVO
NUEVO LAREDO
NVA. CIUDAD
GUERRERO
ÁREA
OCCIDENTAL
MIER
LOS HERRERAS
CHINA
ÁREA
CENTRAL
lo que se conoce como práctica de perforar con tubería
de revestimiento.
Antecedentes
Figura 7. Cuenca de Burgos.
La Cuenca de Burgos corresponde al Distrito Reynosa
en la zona noreste de la República Mexicana (Figura
7). Se caracteriza por ser un yacimiento productor de
gas. Entre los campos que componen la Cuenca de
Burgos se encuentra el campo Arcabuz- Culebra, que
tiene una producción promedio diaria de 404 MMPCD,
donde la producción por pozo varía de 2 a 4 MMPCD.
Dentro del campo ARCABUZ-CULEBRA se perforan
formaciones compuestas de lutitas y arenas del
MIGUEL ALEMÁN
CAMARGO
GENERAL BRAVO
TAMAULIPAS
VALADECES G. DIAZ ORDAZ
NUEVO LEÓN
REYNOSA
SAN FERNANDO
RIO BRAVO
ÁREA
ORIENTAL
V. HERMOSO
MATAMOROS
GOLFO
DE
MÉXICO

terciario, el objetivo es continuar con el desarrollo y
explotación de la arena (W-4) productora del campo,
las arenas productoras en estos campos se encuentran
a las profundidades promedio de:
FORMACION PROFUNDIDAD
E. YEGUA AFLORA
E. COOK MOUNTAIN 300.0
E. WECHES 800.0
E. Q. CITY 900.0
E. REKLAW 1450.0
E. WILCOX 1850.0
ARENA W-1 2100.0
ARENA W-2 2200.0
ARENA W-3 2370.0
ARENA W-4 2470.0
La perforación de estos pozos tiene una duración
aproximada de 24 días para un pozo vertical y 27
días para un pozo direccional, los tiempos de perforación
se han optimizado con el desarrollo del
campo. Los costos actuales son de $ 14 y 15 millones
para pozos verticales y direccionales, respectivamente.
Las propiedades del fluido requeridas para perforar
estos pozos son:
ETAPA PROF. LODO DENSIDAD
m. gr/cc
1 150 base agua 1.15 - 1.20
2 1500 base aceite 1.43 - 1.45
3 2900 base aceite 1.82 - 1.85
Los datos del yacimiento son:
Presión del yacimiento (W-4) 310 Kg/cm2
Temperatura del yacimiento 136 °C
Gasto pronosticado 6.0 mmpcd
El programa para los próximos cinco años se ha establecido
para un mejor desarrollo del campo, así
como una programación que nos permita de manera
eficiente optimizar la explotación del mismo.
Técnicas Especiales de Perforación
Plan de desarrollo 1999 - 2003
LOCALIZACIONES
WILCOX
Equipo de Perforación:
LOCALIZACIONES
MS
AÑO NO. DE AÑO NO. DE
POZOS
POZOS
1999 (58) 1999 (02)
2000 (55) 2000 (16)
2001 (56) 2001 (16)
2002 (45) 2002 (34)
2003 (24) 2003 (31)
SUBTOTAL
727$/
(238) SUBTOTAL (99)
Tabla 3. Equipo de perforación convencional.
• El equipo de perforación es convencional figura 8.
Figura 8. Equipo de perforación convencional.
• El equipo deberá acondicionarse para utilizar una
flecha (kelly) de 15 metros de longitud. Para lo
cuál se necesitará modificar la profundidad del
9

Técnicas Especiales de Perforación
10
agujero auxiliar y aumentar la longitud del Stand
Pipe y la manguera del cuello de ganso.
• La rampa deberá considerar la nueva longitud de
la tubería, ver figura 9
Figura 9. Reacondicionamiento de la rampa.
• Los peines de la changuera deberán abrirse entre
4 y 6 centímetros más que el diámetro exterior
de la tubería de revestimiento a utilizar,
ver figura 10.
• Se recomienda la implementación de un indicador
de torsión como herramienta necesaria durante
la perforación del pozo, ver figura 11
Herramientas para perforar con tubería de revestimiento:
• Barrena de 8 ½" PDC, ver figura 12.
Figura 10 Estiba en peines de TR de 5 ½".
Figura 11 Indicadores de torsión.
• Estabilizadores de 6 ½" x 8 3/8", ver figura 13.
• Lastrabarrenas (Drill Collars) de 6 ½" helicoidales,
ver figura 14.

Figura 12. Barrena PDC de 8 ½".
Figura 13. Estabilizadores de aleta soldable.
Técnicas Especiales de Perforación
Figura 14. Lastrabarrenas helicoidales de 61/2".
• Martillo de 6 ½".
• Junta de seguridad (Bumper) de 6 ½"
• La tubería de revestimiento de 5 ½" 17 lb/pie N-80
deberá ordenarse en rango 3 de acuerdo a la norma
API 5CT, para que su longitud varie entre 13.90
y 14.50 metros.
• Las conexiones para esta tubería son Hydril Tipo
521, ver figura 15
Figura 15. Junta Hydril tipo 521.
11

Técnicas Especiales de Perforación
Herramientas y accesorios para el manejo e introducción
de la tubería:
• Elevador de cuñas para T.R. de 5 ½", verificar que
el ajustador del elevador sea del diámetro exterior
de la T.R.
• Collarín de arrastre para T.R. de 5 ½".
• Collarín de seguridad para T.R. de 5 ½".
• Cuñas para T.R. de 5 ½".
• Araña de piso para T.R. de 5 ½".
• Juego de 3 sustitutos de kelly, de una longitud de
40 a 45 cm. de un material igual o equivalente al
de la T.R.
• Juego de 4 tapones para manejo de T.R. de 5 ½"
con la conexión Hydril Tipo 521.
• Calibrador para T.R. de 5 ½", 17 lb/pie.
• Guía de enchufe para T.R. de 5 ½" con conexión
HD-521.
• Llave de apriete hidráulico con capacidad para T.R.
de 5 ½", ver figura 16.
• Juego de 2 válvulas de pie de 5 ½".
• Grasa API modificada para T.R.
Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la
perforación:
• La tubería deberá de: Inspeccionarse, medirse y
colocarse en el orden correspondiente para utilizarse
durante la perforación.
• Instalar el tapón de manejo al tubo, en la cama de
tubería.
12
Figura 16. Llave de apriete hidráulico.
• Colocar collarín de arrastre al tubo para izarlo.
• Subir la T.R. a la rampa.
• Repetir este procedimiento hasta completar 4 tramos
en la rampa.
Figura 17. Colocación de tramos de TR en agujero
auxiliar.
• Durante la perforación meter un tramo
al agujero auxiliar, ver figura 17.
• Al terminar de perforar la longitud del
kelly, levantarlo y colocar cuñas y collarín
de seguridad mientras no haya suficiente
peso en la tubería.
• Desconectar el tubo del sustituto del kelly.
• Aplicar grasa API modificada para T.R.
únicamente a los piñones de las roscas
Hydril HD-521.
• Apretar el sustituto del kelly manualmente
al tubo colocado en el agujero
auxiliar (agujero de ratón). Esto evitará
que se dañen las roscas por conectar la
tubería de revestimiento no alineada
con el kelly.
• Enroscar con el kelly spinner a baja
velocidad para evitar dañar las roscas
hasta que se pare el mismo.
• Apretar con las llaves del equipo de perforación
hasta alcanzar 6 mil libras -pie, verificar apriete en
el indicador de torsión del equipo de perforación,
ver figura 18.
• Levantar el kelly junto con el tramo de T.R. para
alinearlo y finalmente conectarlo con la sarta de perforación.
• Bajar con el swivel y continuar perforando.

Figura 18. Apriete óptimo de la TR.
• Repetir esta operación hasta alcanzar la profundidad
programada.
Procedimiento para el manejo de la T.R. durante la
recuperación:
• Sacar la T.R. por lingadas de 28 m. aproximadamente
ver figura 19
Figura 19. Estibamiento de lingadas de TR.
Técnicas Especiales de Perforación
• Colocar cuñas de piso.
• Desconectar con llave hidráulica, hasta observar
que ha salido más de la mitad del piñón y ha brincado
ligeramente.
• Levantar lentamente el piñón y girar un cuarto de
vuelta hasta soltarse la rosca, para evitar que se
enganche el diente de tipo serie 500.
• Colocar el protector de rosca al piñón.
• Ayudar al chango a mover la lingada hacia los peines,
para estibar la tubería correctamente.
• Continuar realizando esta operación hasta tener
sólo 8 toneladas en el indicador de peso.
• Se deberá colocar el collarín de seguridad a partir
de este momento; ya que no se cuenta con suficiente
peso en la sarta. Podríamos correr el riesgo
de soltar la tubería, que caería al fondo.
• Continuar sacando hasta recuperar los lastrabarrenas,
estabilizadores y la barrena.
• Eliminar herramienta y colocarla en los burros de
tubería.
Procedimiento para el manejo e introducción de la
T.R. para cementarla:
• Checar si el árbol de válvulas es convencional o
compacto. En caso de ser convencional se deberá
retirar la charola recolectora de lodo antes de empezar
la introducción de la T.R.
• Colocar la zapata guía.
• Colocar 28 metros (2 tramos) de T.R.
• Colocar cople flotador.
• Iniciar introducción de la tubería de revestimiento
por lingadas.
• Aplicar grasa API modificada para T.R., únicamente
en los piñones de las roscas HD-521, durante la
introducción.
• Utilizar la guía de enchufe para facilitar el centrado
y conexión de la tubería.
• Apretar las conexiones con la llave hidráulica hasta
el par de apriete óptimo de 6 mil libras - pie.
• Colocar los centradores de acuerdo al programa.
• Utilizar la araña de piso y el elevador de cuñas
para el manejo correcto de la T.R.
• Introducir la T.R. en lingadas hasta la profundidad
programada.
• Llenar cada 4 lingadas, utilizar el tapón de manejo
para proteger la rosca durante el llenado de la tubería.
• Se recomienda tener unos tramos cortos de Rango
2, para facilitar el ajuste de la tubería de revestimiento
al final de la introducción.
13

Técnicas Especiales de Perforación
• Colocar la cabeza de cementación.
• Circular tiempo de atraso.
• Efectuar la cementación de la T.R.
La aplicación de la técnica para perforar con Tubería
de Revestimiento deberá implementarse únicamente
en los pozos y campos que cumplan con los
siguientes requisitos:
14
• Campos de desarrollo en explotación intermedia
o avanzada. Donde se requiere aumentar la
rentabilidad de los proyectos de inversión (activos).
• En pozos verticales de someros a medianos con
una profundidad promedio entre mil 500 y 3
mil metros.
• Que requieran sólo 2 o 3 etapas para su perforación.
• Que sus necesidades de producción se manejen
a través de diámetros reducidos.
• Que las conexiones a utilizar para este tipo de
tuberías deberán tener valores a la torsión y
arrastre, igual o mayor que la correspondiente
tubería de perforación utilizada normalmente
para hacer pozos similares.
• Los diámetros de T.R. recomendables para utilizar
esta técnica son 4 ½", 5", 5 ½", 6", 6 5/8" y 7".
• Los campos deben de ser de desarrollo; por lo
tanto, las formaciones estarán perfectamente
identificadas y serán factibles de perforar con
esta técnica.
• El costo de la intervención en el pozo Culebra
núm. 281 fue de $ 10.5 millones de pesos
Recomendaciones durante la perforación:
• Se requiere del compromiso y trabajo conjunto
de los involucrados para asegurar el éxito de la
operación y así obtener el mayor beneficio con la
aplicación de esta tecnología emergente.
• Antes de iniciar la actividad operativa, es recomendable
tener una relación de los accesorios, herra-
Figura 20. El trabajo en equipo rinde su fruto.
mientas y servicios que serán utilizados durante
la perforación del pozo, para mejorar la logística
y evitar los tiempos de espera.
• Se deberán proporcionar anticipadamente los programas
detallados de perforación a todo el personal
involucrado, para garantizar el buen desempeño
y optimación de la perforación con cualquier
nueva técnica.
• Es recomendable supervisar directamente la
reología del lodo de perforación para mantener valores
bajos en la viscosidad plástica y punto de
cedencia, para optimar la hidráulica durante la perforación.
• Se deberá conocer el gradiente de formación y
fractura para mantener el gradiente del lodo muy
cercano al de formación durante la perforación, a
fin de evitar el riesgo de pegadura por presión diferencial
y también, de esta manera, incrementar
el ritmo de penetración.
• En la perforación deberán manejarse los parámetros
de operación dentro de un rango razonable,
que permita utilizar eficientemente las tuberías
y conexiones programadas en el diseño.
• La técnica de perforación con tubería de revestimiento
es una alternativa más, para optimar la
rentabilidad de los proyectos de inversión; sin embargo,
no debe utilizarse indiscriminadamente
para cualquier pozo o campo, sin antes hacer una
evaluación económica detallada de los pozos donde
se pretende utilizar esta técnica.

III. PERFORACIÓN BAJO BALANCE
Introduccion
La perforación en yacimientos depresionados con
técnicas convencionales representa un gran reto en
tanto enfrenta diferentes problemas en forma simultánea,
tales como: pérdidas totales de circulación,
brotes, pegaduras por presión diferencial,
atrapamiento de sartas de perforación por
empacamiento, descontrol subterráneo, etc.,
lo que provoca diversas consecuencias, como
que los pozos sólo se puedan perforar pocos
metros dentro del horizonte productor, o
bien que se tenga que invertir más para controlar
pérdidas o para operaciones riesgosas,
todo lo cual tiende a incrementar el costo de
la perforación.
Lo anterior obedece a que la densidad equivalente
necesaria para perforar cierta sección
del pozo, contrasta con la que requiere otra
sección en tanto se trata de formaciones de diferente
presión que requieren tuberías de revestimiento
adicionales, lo que no siempre es técnica y económicamente
factible; sin embargo, con la técnica de
perforación bajo balance es posible resolver tales
problemas.
Ingeniería de diseño de la perforación bajo balance
Aquí se explica la planeación del
pozo, desde la decisión de usar la
perforación bajo balance con base en
las condiciones del yacimiento y las
expectativas de producción del pozo,
hasta detalles como el uso de equipo
adicional, condiciones de operación,
capacitación del personal, etcétera.
Definición
Se tiene una operación bajo balance
cuando la densidad equivalente del
fluido de control se diseña intencionalmente
para que sea menor
que la presión de las formaciones
que se están perforando. El fluido
puede tener densidad natural o inducida,
en cuyo caso se agrega gas,
P
R
O
F
U
N
D
I
D
A
D
Figura 21.
PRESIÓN DE
ESTABILIDAD
MECANICA
Técnicas Especiales de Perforación
aire o nitrógeno a su fase líquida, permitiendo la entrada
de fluidos de la formación al pozo, que deben
circularse y controlarse en la superficie. El uso de
esta técnica no se limita a formaciones de baja presión,
pues también se aplica en pozos de alta presión,
con los mismos objetivos: reducir el riesgo de
atrapamiento por presión diferencial y hacer factible
la perforación.
La figura 21 compara algunos criterios de perforación
convencional con perforación bajo balance.
Aplicación y casos generales de la perforación bajo
balance
La perforación bajo balance es aplicable en formaciones
mecánicamente estables aun cuando se manejen
presiones hidrostáticas menores que la pre-
ÃÃÃÃ
ÃÃ
DENSIDAD
USADA
BAJO
BALANCE
ZONA DE BAJO
BALANCE
PRESION
DE PORO
VENTANA
CONVENCIONAL
DENSIDAD
PRESIÓN
DE
FRACTURA
Figura 24.- 22. Definición de la estabilidad mecánica de la formación en términos de
densidad equivalente. La perforación bajo balance es aplicable cuando se tienen
rocas mecánicamente estables, aún con densidades de fluidos menores que la
presión de poro de la formación. Referencia 2.
15

Técnicas Especiales de Perforación
sión de los fluidos de la roca, como se ilustra en la
figura 22. Por su parte, la figura 23 ilustra una formación
en la que no es posible utilizar la perforación
bajo balance pues la densidad equivalente a su
estabilidad mecánica no permite usar densidades
menores a su presión de poro, por lo que la zona de
bajo balance no está definida para esa formación,
pues provocaría un colapso o derrumbe del pozo.
Así, se tienen dos ejemplos generales de aplicación
cuyas diferencias en costo y operación obligan a
mencionarlos por separado:
a).- Cuando la densidad requerida puede alcanzarse
con fluidos líquidos.
b).- Cuando la densidad equivalente
es tan baja que no
puede lograrse con líquidos
y es necesario aligerar
un fluido base.
Por lo anterior, y ante los retos
planteados, en México se
han aplicado las siguientes
modalidades de perforación
bajo balance:
1).- Fluidos aligerados con nitrógeno
y recuperación a
presión atmosférica.
16
PROFUNDIDAD
à à à à Ã
à à à Ã
à Ã
DENSIDAD
PRESIÓ N DE
ESTABILIDAD
MECANICA
´
NO EXISTE ZONA
NO NO EXISTE EXISTE ZONA
DE DENSIDADES
PARA ZONA BAJO BALANCE
PARA BAJO BALANCE
DE
DENSAIDADES
PARA BAJO
BALANCE
PRESION DE
PORO
DENSIDAD
USADA
VENTANA
CONVENCIONAL
2).- Fluidos aligerados con nitrógeno y recuperación
con separadores de vacío.
3).- Fluidos líquidos aplicando menor densidad
que la requerida y recuperación a presión atmosférica.
PRESIÓ N
DE
FRACTURA
Figura 23. 25 Ejemplo de rocas en donde no es aplicable la perforación bajo balance
porque el pozo se colapsará. Obsérvese que no existe área de bajo balance
entre la presión de poro y la estabilidad mecánica.
de 0.01
a 0.10
AIRE
O
GAS
de 0.10
a 0.25
ROCIO
Consideraciones para
seleccionar el fluido circulante
a emplear
Como el fluido circulante
debe realizar las funciones
normales de un fluido de
perforación y resolver los
problemas planteados por
la condición bajo balance,
éste debe reunir características
de densidad, lubricación
y acarreo de recortes,
además de:
a).- Evitar que se presente
corrosión en los elementos
tubulares dentro
del pozo.
b).- Evitar que se genere
combustión espontánea.
c).- Evitar inestabilidad química.
d).- Tener el menor costo posible.
Cuando se requiere una densidad equivalente menor
que la que se logra con fluidos líquidos, se puede
optar por sistemas de fluidos ultraligeros con esferas
de vidrio de baja densidad, tecnología reciente
que tiene limitantes en profundidad debido a la re-
de 0.25
a 0.41
gas
gas
ESPUMA
CON
GAS
de 0.41
a 0.83
ESPUMA
ESTABLE
de 0.41
a 0.83
gas
LIQUIDO
AIREADO
> 0.85
LIQ UIDO
Figura 24. Diagrama de Lorenz para ilustrar las densidades equivalentes
que pueden lograrse con diferentes fluidos, o mezclas de ellos.

sistencia compresiva de éstas. Como solución alterna
y más generalizada se emplea un líquido mezclado
con gas en tal proporción que se obtenga la
densidad equivalente necesaria, con las propiedades
de lubricación y acarreo de recortes. Según el
estado mecánico y la posición direccional del pozo,
se realiza el siguiente análisis:
Fase gaseosa
Como en todas las operaciones que se realizan en
un pozo, se trata de perforar con seguridad, al mínimo
costo y en el menor tiempo posible. El gas más
barato es el aire, pero utilizarlo implica riesgos de
corrosión y combustión espontánea, temas ampliamente
tratados en la literatura de perforación bajo
balance. Es común tener en los pozos las condiciones
de presión, temperatura y presencia de fluidos
para caer en ambas situaciones, por lo que el gas
más utilizado es el nitrógeno, ya sea abastecido en
carrotanques provenientes de planta o producirlo
en sitio, por medio de membranas. La decisión de
usar uno u otro depende de la facilidad para controlar
la calidad y pureza del gas y la rápida capacidad
de respuesta del proveedor.
Existen diversos métodos para calcular el volumen
de gas requerido y obtener una columna estable con
la densidad necesaria, pero todos están fundamentados
en el comportamiento fisicoquímico y termodinámico
de los gases. Las diferencias las constituyen
consideraciones particulares como tipo de gas
y fase líquida que se use; además, la relación con
los factores geométricos del pozo, la estabilidad del
surfactante empleado, a las diversas condiciones encontradas
en el pozo, las variaciones en la densidad
del gas por efectos de cambios en la temperatura y
presión; así como la incorporación de gases y líquidos
del yacimiento, todos estos elementos hacen
variar la composición y el comportamiento del fluido,
lo que pone de manifiesto lo complejo de su
análisis.
Fase líquida
La fase líquida que se usa normalmente, es la misma
que para el fluido de perforación normal para el
campo. En función de las condiciones de los pozos,
se emplea :
Diesel: Sobre todo por que es el líquido comercial-
Técnicas Especiales de Perforación
mente viable de menor densidad (0.87 gr/cm3) y
porque evita totalmente el desarrollo de problemas
fisicoquímicos por la presencia de arcillas en la formación,
lo que ocurre a menudo.
Agua: En yacimientos calcáreos depresionados, profundos
(>5 mil m), con mínimo contenido de arcillas
y con gradientes de presión menores a 0.7 gr/
cm3, el uso de agua es la opción económicamente
más factible, dado que el uso de diesel no garantiza
conseguir circulación, lo que puede implicar la pérdida
de grandes volúmenes de fluido.
Salmuera: Puede contrarrestar el efecto de la
hidratación de arcillas, pero presenta complicaciones
operativas con el control de su densidad, además
de su mayor costo.
Fluidos de baja densidad: Son emulsiones directas
(base agua) o inversas (base aceite) que dan como
resultado fluidos de densidad entre 0.87 - 0.95 gr/
cm3, según su formulación y uso. Tienen la ventaja
de ser sistemas completos resistentes a contaminaciones.
Espumas: Recientemente se han logrado avances
significativos con el empleo de sistemas de espumas,
en donde la fase continua es el líquido y la fase
dispersa es el gas. Permiten alcanzar densidades de
hasta 0.6 gr/cm 3 , y su mayor complicación es su
manejo en superficie.
Fluidos especiales para yacimientos (TIPO DRILL IN).-
Son limpios y libres de sólidos inertes, cuyo costo
es significativo, su uso debe justificarse económicamente
en función de los beneficios de evitar daño al
yacimiento.
Aditivos
Se debe usar un agente surfactante que ayude a alcanzar
el patrón de flujo necesario para el buen desarrollo
de la perforación. Puede seleccionarse un
espumante de tipo aniónico para generar suficiente
tensión interfacial lodo-nitrógeno, y que la energía
cinética del gas arrastre al lodo, a los líquidos producidos
por el pozo y mantengan el patrón de flujo
en los límites deseados, aun cuando haya menor
control sobre la proporción de las fases por la producción
de las formaciones. Por otro lado, el
surfactante permite lograr suficiente capacidad de
17

Técnicas Especiales de Perforación
acarreo para limpiar el fondo del pozo y llevar los recortes
hasta la superficie. Esto es básico debido a que
comúnmente no se logra tener retorno completo durante
la perforación bajo balance, o se pierde control
sobre la columna de fluido en el espacio anular en
intervalos que generan mayores caídas de presión tales
como: cambios de gradientes de fractura de la roca,
yacimientos con fracturas naturales, con alta permeabilidad
o cambios de geometría, todo lo cual obliga a
hacer una rápida adecuación de las condiciones de
operación para evitar puentes de recortes que atrapen
la tubería. Los aditivos pueden agregarse en dosis
constantes a la succión de la bomba, en baches
directamente en la tubería de perforación al hacer la
conexión o de ambas maneras, ya que, debido a sus
propiedades lubricantes, reduce la torsión y arrastre
en la sarta de trabajo.
Es necesario aplicar diversos modelos para simular
los cambios en las condiciones de operación por
efecto del uso de gas, para hacerlas óptimas y prever
los casos críticos que deban evitarse. Asimismo,
se requiere efectuar simulaciones del comportamiento
de otras variables importantes, que se
mencionan a continuación:
Torsión y arrastre
El factor de fricción de una tubería de perforación en
agujero entubado o abierto, puede variar entre 0.15
y 0.35 según los componentes de la fase líquida, así
como del tipo y cantidad de sólidos acarreados; pero,
cuando se perfora con aire o gas, puede ser tan alto
como 0.8 porque no hay lubricación. Ya sea que se
use diesel o fluidos de emulsión inversa o que se
tenga incorporación de hidrocarburos líquidos en el
fluido de perforación, se reduce la fricción. De lo
contrario, pueden agregarse materiales sólidos,
como grafito, o aditivos como los antes detallados
para incrementar la lubricación.
Barrenas e hidráulica
Las barrenas deben ser adecuadas de acuerdo con
el fabricante, debido a sus mejoras sustanciales en
estructura de corte y sistema de rodamiento respecto
a las convencionales. La condición es respetar los
parámetros óptimos de gasto, peso, torsión y velocidad
de rotación, considerando que se usa un fluido
en dos fases cuya densidad puede variar y provocar
cambios en la flotación, en el peso sobre ba-
18
rrena y en la torsión de la sarta de perforación. La
condición de bajo balance genera incrementos sustanciales
en la velocidad de penetración, pero debe
aplicarse el gasto óptimo para garantizar limpieza
adecuada del fondo del pozo y la velocidad anular
requerida para el acarreo de los recortes.
Proyecto direccional
Es conveniente analizar las severidades esperadas o
las máximas permisibles en todos los pozos, aunque
este factor es más crítico en pozos con ángulo superior
a 30° u horizontales. Dos son los fines específicos:
a) asegurarse que la presión hidrostática está siendo
bien calculada, sobre todo en pozos propensos a
pérdidas de circulación o flujos.
b) cuidar que la geometría del pozo no genere grandes
caídas de presión por fricción.
Normalmente, en la etapa de bajo balance de nuestros
pozos, el objetivo es mantener el ángulo; pero
es posible controlar la desviación con toma sencilla,
múltiple, giroscópico o unidad de memoria, incluso
con la presencia de un fluido compresible en el pozo
(gas, nitrógeno, aire), que afecta significativamente
el funcionamiento de las herramientas de transmisión
de datos a superficie por medio de pulsos ya
sea negativos o positivos.
Si es necesario usar válvulas de contrapresión en la
sarta, es preferible usar las de tipo charnela, que
permiten el paso de ciertas herramientas. El uso de
MWD electromagnético es viable también con fluidos
compresibles, pero depende para su funcionamiento
de la resistividad de las formaciones desde
la profundidad de perforación hasta la superficie.
Otra opción es el MWD con almacenamiento de
datos en el fondo del pozo, pero no se dispone de
la información en tiempo real. Si se considera que
la trayectoria de los pozos está definida, además de
que en pozos profundos y complicados es probable
no poder dar a los motores de fondo las condiciones
hidráulicas necesarias para un buen desempeño,
la premisa de la densidad equivalente de circulación
hace preferible el uso de sarta rotatoria.
Sarta de perforación
En la sarta de trabajo se ajusta el diseño a la tensión

debido a los cambios en la flotación, tanto en condiciones
de pérdida de circulación como con el fluido
aereado en el pozo. Para el bombeo de gas se utilizan
válvulas de contrapresión con el siguiente propósito:
sobre la barrena para evitar entrada de fluidos
de la formación al interior de la sarta, y sobre el
primer tubo que se conecta antes de iniciar la perforación
con cada nueva
barrena para evitar pérdida
de nitrógeno y tiempo
en estabilizar presión
al realizar la conexión de
cada tubo.
Equipo superficial
La perforación bajo balance
requiere usar equipo
adicional que satisfaga
las necesidades de
manejo superficial de
presión y volúmenes de líquido y gas, tanto lo que
se inyecta durante la perforación como lo que se
obtenga del yacimiento como resultado de la condición
bajo balance que se desee lograr. La figura
25 esquematiza el equipo superficial adicional necesario
para aplicar perforación bajo balance. Además,
en esta sección se explican las variaciones y
evoluciones que el equipo ha experimentado en los
últimos años.
ALMACENAM IENTO
DE ACEITE
ACEITE
GAS AL
QUEMADOR
*SPE-35320
SEPARACION
DE LIQUIDOS
LIQUIDOS
SEPARADOR
Marca
Williams
Williams
Williams
Techcorp-Alpine
Grant
RBOP
Shaffer
Tabla 3.
LODO
TRATA-
MIENTO
SOLIDOS A LOS
VIBRADORES
Tipo
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Cabeza
Preventor
Preventor
ESTRANGULADOR
Modelo
7100
7000
8000
3000-tm
RDH 2500
RBOP 1500
PCWD
Técnicas Especiales de Perforación
Un arreglo típico como el anterior, debe cumplir con
las siguientes funciones básicas:
Perforar rotando la sarta, viajar, y controlar la presión
en el espacio anular. Se consigue con el uso de cabezas
o preventores rotatorios, siendo la presión a manejar
el determinante para escoger uno u otro, ade-
Tabla comparativa de cabezas o preventores rotatorios
LODO
Estática
5000
3000
1000
3000
3000
2000
5000
Presión Trabajo
Rot/viajando
2500
1500
500
2000
2500
1500/1000
2000 / 3000
RPM
100
100
100
200
150
100
200 / 100
Rango de
Presión
Alta
Media
Baja
Media
Alta
Media
Alta
más de la experiencia del operador. La figura 26 es comparativa
de diversos proveedores de este servicio:
La figura 26 ejemplifica algunos preventores y cabezas
rotatorias de diversos proveedores y la tabla 3
enuncia algunas características de estos equipos.
Equipo superficial de separación de fases
N 2
OPCIONAL
CABEZA
ROTATORIA
Ph< Ph Py
Figura 25. Esquema de un arreglo típico de equipo superficial para perforación bajo balance.
Número
Elementos
Doble
Doble
Sencillo
Doble
Doble
Sencilo
Sencillo
Es muy importante
aclarar que la selección
del equipo superficial
depende de
la ingeniería de perforación
bajo balance
que se haga para
el trabajo dentro del
pozo, y no al contrario,
de ahí que según
el tipo de yacimiento
que se perfore, el
grado de bajo balance
que se pueda o se
pretenda alcanzar,
así como los gastos
esperados de inyección
y de salida tanto
de líquidos, gases
y sólidos determina
su tipo y capacidad.
19

Técnicas Especiales de Perforación
Desde luego, tiene que hacerse un balance económico
entre el costo de los diferentes equipos disponibles
en el mercado y los beneficios que se esperan
alcanzar en el pozo, partiendo del potencial pro-
ductor del yacimiento; sin embargo, con una buena
ingeniería para el pozo queda asegurado que el costo
adicional de aplicar la técnica se justificará, tanto
técnica como económicamente.
En la actualidad la tecnología ha evolucionado en
20
Figura 26. Ejemplos de cabezas y preventores rotatorios de diversos.
$OJXQDV FDUDFWHUtVWLFDV GH ODV FDEH]DV \ SUHYHQWRUHV URWDWRULRV
&DEH]DV 3UHYHQWRUHV
0HQRU WLHPSR SDUD (OHPHQWRV PiV GXUDEOHV
FDPELR GH HOHPHQWRV
0HQRU FRVWR GH HOHPHQWRV 'H FRQVWUXFFLyQ PiV IXHUWH
7RGDV WLHQHQ VX SURSLD 0HQRV VHQVLEOHV D FHQWUDGR
HQHUJtD SDUD RSHUDUODV \ DOLQHDFLyQ GHO HTXLSR
,QVWDODFLyQ \ RSHUDFLyQ 0iV UHVLVWHQWHV D IOXLGRV
IiFLO \ UiSLGD EDVH DFHLWH
Tabla 4.
todo sentido, tanto en capacidad
de separación, dimensiones
de los equipos, medición,
registro de datos;
calidad de la separación y
seguridad del equipo, de la
operación y del personal.
Sistemas de separación
abiertos a presión atmosférica:
Estos equipos fueron los
pioneros en la perforación
bajo balance.
Tiene las siguientes ventajas:
- Puede usarse en forma modular,
es decir se puede instalar
sólo una sección de él, según
la aplicación.
- Son de menor costo
- Es compatible con equipo de sensores y recolección
de datos.
Mientras que sus desventajas son:
- Requiere de área relativamente grande
para su instalación.
- Ofrece menor control sobre la operación
que los sistemas cerrados.
- Sus especificaciones son para trabajar
a presión atmosférica.
El equipo que lo integra es:
a).- Separador vertical de baja presión.
Su capacidad varía entre 40 y 50 mil mpcd
de gas y 30 - 40 mil bpd de aceite.
b).- Separador fluido de perforación-hidrocarburo/recortes.
Por el tipo de fluido
esperado del yacimiento y el lodo
usado para perforar es necesario un sistema
de separación de desnatado por
gravedad (skimmer) integrado por tres
presas distribuidas como sigue: una de recepción,
decantación y separación por desnatado del lodo y
el aceite; otra de acumulación y bombeo de lodo
hacia las presas del equipo y la tercera para captar
y bombear aceite hacia el tanque vertical.

c).- Separador de vacío. Cuando se tiene presencia
de gases amargos y es necesario asegurar su remoción
del lodo, se requiere emplear separadores de
vacío, los que también se deben utilizar cuando el
lodo no permite una separación aceptable de gas
por el efecto mecánico del separador atmosférico.
d).- Separación de recortes. Esto ocurre por decantación
en el separador vertical y son bombeados junto
con el lodo hacia el eliminador de sólidos del equipo
de perforación, mediante una línea de 4" y las
Figura 27. Ejemplos de separadores verticales y sistemas de desnatado.
bombas centrífugas de las presas. Si ocurriesen
arrastres de sólidos por efecto de alto volumen de
retorno, se puede adaptar una salida de 2" en la línea
de 8" que conduce el lodo hacia el "skimmer".
Técnicas Especiales de Perforación
Sistemas de separación cerrados de baja presión:
Pueden considerarse como la segunda generación
de equipos de separación especializados para perforación
bajo balance. Son capaces de manejar hasta
60 MMPCD de gas y 40 mil bpd de aceite. Su funcionamiento
interno está representado por el esquema
de la figura 27; las figuras 28 y 28a es un ejemplo
de separadores horizontales de cuatro fases comerciales.
Ventajas:
- Permiten mejor control
de los volúmenes de entrada
y salida, monitoreo
y de la operación.
- Pueden trabajar a presión
de hasta 250 psi
- Pueden manejar mayores
volúmenes que los atmosféricos.
- Tienen mejores dispositivos
de seguridad y normalmente
tienen sistemas
integrados de estrangulación.
Mientras que sus desventajas son:
- Son de mayor costo que los equipos atmosféricos.
- No puede modularse su uso, obligando a usar
el sistema completo en todos los pozos.
Figura 28. Esquema del interior de un separador cerrado horizontal, del tipo denominado "de cuatro fases".
´
21

Técnicas Especiales de Perforación
Figura 28a. Ejemplos de separadores de cuatro fases de diversas compañías.
Sistemas equipo de separación cerrados en dos
etapas:
Son el concepto más reciente de sistemas de separación,
adquisición de datos y seguridad. Consisten
en dos separadores, ya sea verticales u horizontales
conectados en serie que permiten mejorar la separación;
además de una medición más detallada de
parámetros, por lo que resultan una herramienta valiosa
si se desea maximar el potencial de la perforación
bajo balance realizando evaluaciones del potencial
del yacimiento durante la perforación.
Equipo de estrangulación
Como en el control de brotes de la perforación convencional,
el estrangulador es el control de la operación
y de la seguridad del pozo. Este elemento
administra la contrapresión al yacimiento, permitiendo
o evitando que el pozo fluya. Es común que algunos
separadores tengan sistemas de estrangulación
integrados.
Se usan los mismos tipos de estranguladores que
en perforación convencional y se operan de la misma
manera. Un tipo adicional que se utiliza son
los fabricados con elastómeros, que se trabajan
igual que los variables, pero con rangos de muy
baja presión.
Compatibilidad con el equipo de perforación y sus
instalaciones
El equipo de bajo balance requiere servicios del equi-
22
po de perforación, en lo que se refiere a energía y
para conectar las líneas de trabajo. Es necesario revisar
con detalle los diámetros, rangos de presión, roscas,
dimensiones, tipo de corriente eléctrica y potencia,
para que se diseñe el equipo bajo balance adecuado
a las características del de perforación. También
debe determinarse el área en que se van a
instalar los equipos adicionales y para esto se ha
de considerar lo siguiente: Instalarlo en una área
segura donde las corrientes de aire ayuden a limpiar
el ambiente de vapores inflamables, alejado
de escapes, chispas, y otros peligros; permitir acceso
a todas las partes del equipo, como pasillos,
líneas, válvulas, conexiones, conductos, etc.; a una
distancia segura de las fuentes de abastecimiento
de energía eléctrica, agua, aire comprimido, combustible,
etc. así como del quemador y separadores
adicionales; acondicionar el área para cumplir los
requisitos del equipo seleccionado, ya que algunos
requieren desniveles; no interferir el abastecimiento
de materiales y herramientas a la localización,
ni el movimiento de éstos desde o hacia el
piso de perforación o el acceso del equipo móvil
para trasladar los fluidos producidos.
Manejo de los fluidos producidos
Una vez alcanzadas las condiciones de bajo balance
en el pozo, hay que establecer el proceso de circulación
acorde a la energía del yacimiento y al grado de
bajo balance que se programe. Si esta relación lo
permite, el pozo aportará aceite y gas. Un análisis
económico decidirá si el volumen de hidrocarburos
y su valor justifican el costo de transportarlos hacia
un centro de proceso o de comercialización, ya sea

mediante línea de recolección o por autotanques. En
nuestros casos, es común disponer de líneas de
escurrimiento del pozo.
Dispositivos de monitoreo a través de sensores
y alarmas
Este aspecto está directamente relacionado con la
seguridad del personal, del pozo y las instalaciones
y se considera como un factor clave de éxito de la
perforación bajo balance. Pemex tiene acondicionados
sus equipos con sistemas de sensores que
cubren los parámetros indispensables enlistados a
continuación: Volúmenes de lodo en la superficie
incluyendo medición de niveles en las presas del
equipo y en la línea de retorno. Profundidad y velocidad
de perforación en tiempo real. Velocidad de
rotación. Temperatura del lodo en la entrada y salida
del fluido de perforación. Densidad del lodo,
medición del retorno de fluido, carga al gancho, presión
de bomba, gasto de inyección de líquido, cuenta
emboladas, gasto y presión de inyección de nitrógeno,
torque, volúmenes de salida de líquidos y
gases (inyectados y aportados por el yacimiento),
detección de gas bióxido de carbono y ácido sulfhídrico,
particularmente cuando se tienen antecedentes
de estos compuestos. Estos parámetros deben
registrarse y almacenarse, además de disponer de
alarmas auditivas y visuales.
Seguridad y ecología
A fin de mantener los márgenes de seguridad y de
respeto al medio ambiente, se aplica un monitoreo
de niveles de explosividad, de manejo de fluidos
contaminantes y de detección de fugas, para efectos
de su inmediata corrección. En cuanto a ecología
se tiene un programa que incluye reglamentaciones,
monitoreo, acondicionamiento de equipos y localizaciones
con aditamentos que garantizan el mínimo
impacto, como limpiadores interiores y exteriores
de tubería, charolas recolectoras de lodos,
equipo recolector de residuos, limpieza y confinamiento
de recortes, uso de fluidos biodegradables
y construcción de localizaciones con instalaciones
ecológicas especiales.
Capacitación del personal
Con objeto de garantizar el éxito de la perforación bajo
balance se requiere de un buen programa de capaci-
Técnicas Especiales de Perforación
tación teórico práctico para el personal técnico y manual
que habrá de planear y ejecutar los trabajos. Para
satisfacer este importante renglón, se capacita al personal
involucrado en centros especializados nacionales e
internacionales, además de aplicar la normatividad que
al respecto tiene estipulada nuestra empresa.
Consideraciones operativas
Durante la ejecución de los trabajos se deben conjuntar
todos los esfuerzos con objeto de asegurar la
culminación exitosa de éstos; de no ser así, se pone
en riesgo el proyecto por una decisión mal tomada,
planeación inadecuada, preparación deficiente del
personal técnico y manual o por falta de equipo.
Aquí se dan recomendaciones operativas y se aborda
el desarrollo de las actividades, resaltando las
áreas de oportunidad.
Parámetros de la operación
Los parámetros que limitan la perforación bajo balance
son:
Equipo rotatorio: Presión máxima en condiciones
dinámicas (rotando y/ó viajando)
Presión máxima en condiciones estáticas
Velocidad de rotación máxima
Equipo de separación: Presión máxima de trabajo
Volúmenes máximos de líquido y gas a procesar
Determinación de los encargados de la operación
Lo primero que debe establecerse al iniciar la operación
bajo balance, es designar al o las personas
que durante las 24 horas del día estarán pendientes
y en el sitio de control de la operación, que es el
estrangulador.
Es necesario que estas personas estén en plenas facultades
físicas y de conocimiento de la operación,
por lo que deben trabajar en periodos no mayores
de 12 horas continuas.
Determinación convencional de la presión superficial
de trabajo
Se sabe que el límite de presión se tiene en la capacidad
y especificaciones de la cabeza o preventor
rotatorio, pero en ningún momento es deseable lle-
23

Técnicas Especiales de Perforación
var a este equipo a su límite de trabajo en condiciones
dinámicas. Es indispensable antes de iniciar
cualquier trabajo, determinar una presión convencional
máxima de trabajo, que no debe exceder el
60 por ciento de la especificación del equipo rotatorio
en condiciones dinámicas.
El valor de esta presión se determinará en función
de la condición de cada pozo, según su tendencia a
la pérdida de circulación, presión, tipo de fluidos y
velocidad de represionamiento del pozo.
Esta presión debe mantenerse mediante la operación
del estrangulador, pero si se tiende a salir de
control, es necesario suspender la operación, detener
el bombeo tanto de líquidos como de gases (si
se están usando) y circular controlando la presión.
Otras consideraciones
El conjunto de preventores y la cabeza rotatoria deben
estar debidamente centrados, con desviación
máxima de 2° respecto a la vertical, para evitar consumo
excesivo de elementos de sello por desgaste
prematuro de estos y de los sistemas de rodamiento
de la cabeza rotatoria.
La velocidad de penetración máxima, definida en
función de la capacidad de acarreo del fluido de perforación
y la velocidad de asentamiento de los recortes
y de las partículas producto del derrumbe de
las paredes del pozo, no debe excederse para evitar
crear puentes de recortes en el espacio anular.
Si es posible, comparar el volumen recuperado de
recortes con el que está generando al perforar, para
determinar la eficiencia de la remoción. Fijar límites
máximos de presión en el espacio anular para cada
una de las operaciones (perforando o viajando). Durante
la perforación normal, controlar la presión anular
con el estrangulador. Al reducir el diámetro del
estrangulador aumenta la contrapresión, y reduce
la entrada de fluidos al pozo, principalmente gas que
se expande en su viaje a la superficie y causa altas
presiones anulares. Si la presión anular se aproxima
al límite fijado, hay que detener la perforación y
la rotación, levantar la barrena del fondo y cerrar el
preventor anular. Se debe desfogar la presión anular
entre la cabeza rotatoria y el preventor y circular
la burbuja de gas como en un control normal de
pozo; una vez estabilizada la presión hay que usar
un orificio ligeramente más reducido, abrir el
24
preventor y continuar perforando. El diámetro del
estrangulador puede ser tan pequeño como lo permita
el pozo sin tener pérdida de circulación.
Tener alta viscosidad en el lodo tiene ventajas, ya
que incrementa la capacidad de suspensión de recortes,
provee estabilidad al agujero y hace más lenta
la migración del gas, pero se incrementan
exponencialmente los efectos de surgencia y succión,
de modo que puede hacer más fácil el
succionarlo hacia el agujero. Además, al evitar la
migración del gas, también lo retiene, haciendo difícil
eliminarlo en superficie, se requiere, entonces
,de separadores de vacío. Esto, desde luego afecta
al sistema de bombeo y es peligroso cuando se tiene
entrada de gases amargos en el pozo.
La sarta debe usarse sin elementos que dañen o sometan
a trabajos excesivos a los elementos de sello
de la cabeza rotatoria, por lo que debe de evitarse
el uso de hules protectores, tubería con hombros
rectos, bandas de material duro, marcas severas producidas
por llaves de apriete. También ha de reducirse
el uso de tubería pesada de perforación ya que
el recalcado extra y la banda de material duro dañan
prematuramente los hules de la cabeza rotatoria
y no usar herramientas de forma espiral. Es preferible
utilizar la flecha de perforación hexagonal ya que
hace un sello más efectivo que la flecha cuadrada.
El número de estabilizadores debe ser mínimo debido
a que sobre ellos no se puede hacer sello, se
debe controlar el pozo antes de sacarlos o introducirlos
e instalar después el elemento de sello. Se
debe contar con una válvula de seguridad de alta
presión abierta, y, para cada conexión usada en la
sarta, una válvula de contrapresión, por si es necesario.
El uso de sistemas de rotación Top-Drive ofrece las
siguientes ventajas: Permite perforar con tubería de
cuerpo redondo, que hace mejor sello que cualquier
flecha y proporciona mayor vida a los elementos de
sello de la cabeza rotatoria. Reduce el número de
conexiones requeridas en dos tercios, lo que ahorra
tiempo e incrementa la seguridad. Permite la circulación
y rotación ascendente durante el viaje, lo
que reduce los problemas de pegaduras y permite
mucha más excentricidad de la mesa rotaria y de
los preventores, por tener su punto de giro por encima
del piso de perforación.

Consideraciones al hacer conexión
Los problemas inherentes a las conexiones son: 1)
al suspender el bombeo, la alteración de la columna
de fluido en el espacio anular genera el riesgo de
atrapar la sarta por el asentamiento de los recortes y
además consume tiempo y recursos al restablecer
las condiciones de circulación; 2) el manejo de gas
presurizado requiere seguir procedimientos de probada
efectividad, para evitar accidentes personales
y lavado de juntas de elementos tubulares.
Consideraciones para viaje
Para evitar problemas, el viaje debe analizarse en cuatro
partes: 1) antes de detener la circulación se deben
sacar del pozo los recortes ya sea circulando
más tiempo o bombeando baches; 2) al detener la
circulación se corren los riesgos descritos en el párrafo
anterior, 3) al levantar la TP debe evitar la entrada
de fluidos colocando baches; 4) al meter se
debe reconocer cuidadosamente el agujero por posibles
derrumbes de las paredes inestables del pozo
o por entrada de fluidos de la formación.
Preguntas y respuestas:
1.- ¿Qué es la perforación bajo balance?
Es la técnica de perforación en que la densidad del
fluido se diseña intencionalmente menor que la presión
de la formación a perforar.
2.- ¿Cuál es la condición básica para aplicar perforación
bajo balance?
La perforación bajo balance es aplicable en rocas
que se mantienen mecánicamente estables aun
cuando la presión del yacimiento sea menor que la
presión de formación o yacimiento.
3.- ¿Cuál sería el resultado de aplicar la perforación
bajo balance en rocas mecánicamente inestables?
El colapso o derrumbe del pozo
4.- ¿Cuáles son las diferencias básicas en criterios
entre la perforación bajo balance y la perforación
convencional?
- La presión hidrostática del fluido de perforación es
menor que la presión de la formación.
- Se continúa perforando aun con pérdida de circulación
- Se continúa perforando con el pozo fluyendo y
con presión
- Se pueden realizar viajes con presión controlada
Técnicas Especiales de Perforación
5.- ¿Qué fenómenos fisicoquímicos básicos deben
evitarse al seleccionar los fluidos a usar en la perforación
bajo balance?
Corrosión y combustión espontánea
6.- Mencione la clasificación de fluidos que pueden
emplearse en perforación bajo balance, según el
diagrama de Lorenz.
Líquidos, Líquidos aereados (o nitrogenados), espumas
estables, espumas con gas, rocío y gases.
7.- ¿Según esto, es indispensable usar un gas (aire,
nitrógeno, gas natural, etc.) para operar en bajo balance,
y por qué?
No. El bajo balance puede alcanzarse aún con líquidos,
usando una densidad menor que la equivalente
a la presión del yacimiento.
8.- ¿Cuál sería el equipo adicional básico para aplicar
perforación bajo balance?
Equipo rotatorio, equipo de separación de fases,
equipo de estrangulación y equipo de sensores de
parámetros.
9.- ¿Cuántos tipos de equipos rotatorios existen?
Dos. Cabezas rotatorias y preventores rotatorios.
10.- ¿Cuál es el elemento de control de la operación
y de la seguridad?
El estrangulador.
11.- ¿Al iniciar las operaciones que parámetro debe
establecerse y respetarse para garantizar la seguridad
de la operación?
La presión convencional máxima de trabajo.
12.- ¿Qué valor máximo debe tener esta presión?
El 60 por ciento de la especificación máxima de
presión del equipo rotatorio en condiciones dinámicas.
13.- ¿Qué procedimiento debe seguirse si se pierde
el control sobre la presión de trabajo?
Suspender el bombeo y circular controlando la presión.
Referencias
1.- "Procedimientos de Perforación bajo balance".
Gerencia de Perforación y Mantenimiento de Pozos
División Sur, 1998.
2.- "Documentación Técnica del Proyecto de
Optimización de Perforación bajo balance", Subgerencia
de Ingeniería, Gerencia de Perforación y
25

Técnicas Especiales de Perforación
Mantenimiento de Pozos, División Sur, 1999.
3.- "Desarrollo de la Perforación bajo balance en el
Campo Muspac", Miguel Angel Aguilar de la Serna,
Unidad Operativa Reforma, 1996.
4.- SPE 35320. "Tecominoacán 408: Primera aplicación
de perforación bajo balance en México
Yáñez M. Maclovio y Valenzuela C. J. Martín, SPE
México, 1996.
5.- SPE 38548 "Well control considerations for under
balance drilling", Edward T. Bourgoyne.
6.- "Underbalance drilling manual", Gas Research
Institute, 1997.
7.- "Air and Gas drilling manual", G.S.M. Robert D.
Grace Co. Trainning Service.
8.- "Informe y procedimientos operativos para perforación
bajobalance en los pozos Iride 1166 y Jujo
523" Valenzuela Cázares J. Martín y Solís Fuentes
Epitacio, Perforación, División Sur.
IV. AGUAS PROFUNDAS
Introducción
El concepto de Aguas Profundas varía de acuerdo
con diversos autores; sin embargo, en términos generales
se consideran aguas profundas aquellas de
más de 400-500 metros (1,304-1,630 pies) de tirante
de agua. Se considera que las aguas ultraprofundas
comienzan a los 1,500 m (4 mil 891 pies), profundidad
para la que generalmente se diseña la mayor
parte del equipo de producción convencional.
En el libro II de esta Colección (Equipos de perforación)
se describen los tipos de equipos para operar
costa fuera, incluyendo los utilizados en aguas profundas
tales como:
• Barcos perforadores
• Semisumergibles
• Plataformas de patas tensionadas (TLP)
• Plataforma de mástil tipo boya (Spar Buoys)
El concepto de aguas profundas comienza a utilizarse
a partir de 1947. En 1961 se instaló el primer
árbol a una profundidad de 17 m. Pero el verdadero
progreso ocurrió en los setenta, cuando inició la producción
del campo Cognac, en el Golfo de México,
a un tirante de 312 m.
La perforación en aguas profundas permite desarrollar
campos marginales en los cuales se conoce la
26
producción anticipada y resulta caro instalar plataformas.
En perforación en aguas profundas, los primeros
lugares los ocupan:
1.- Mar del Norte
2.- Brasil
3.- India
4.- Europa/África
No obstante que las unidades flotantes se han utilizado
para perforar desde los años setenta, debido al
desarrollo de campos en aguas profundas se ha requerido
incorporar nuevas tecnologías.
A continuación se mencionarán las más importantes.
Posicionamiento dinámico
Posicionamiento dinámico significa permanecer en un
punto del mar sin anclas y fue originalmente propuesto
para el proyecto Mohole de la Fundación de Ciencias
Naturales de los Estados Unidos. El posicionamiento
fue usado en pequeños barcos para extraer núcleos
del fondo del mar en tirantes de agua profundos.
En la actualidad, el posicionamiento es una técnica
para mantener automáticamente la posición de una
unidad sin anclas, dentro de una tolerancia especificada
por el uso de vectores de empuje para contrarrestar
las fuerzas del viento, olas y corrientes que
tienden a sacar a la unidad de la localización deseada,
(ver figura 29).
En la actualidad, las mejoras en diseño y confiabilidad
permiten mantener una posición durante periodos
prolongados. El incremento en la potencia disponible
y los avances en el equipo de control ayudan a
mantener la posición en niveles mayores de intensidad
de olas y vientos.
La posición se define en términos de porcentaje de
profundidad de agua. Este es el el error horizontal
de posición dividido por la profundidad de agua y
multiplicado por 100. La tolerancia en la posición,
expresada en por ciento de profundidad de agua,
es conveniente porque define la posición y está relacionada
con el nivel de esfuerzo en el conductor
marino o en la sarta de perforación.
El error máximo permisible, respecto a los niveles de
esfuerzo en los materiales tubulares desde la unidad
flotante al fondo del mar, es del cinco por ciento.

Figura 29. Posicionamiento dinámico.
Al aumentar la profundidad del agua, la tarea de
posicionamiento dinámico se vuelve más fácil porque
el mismo porcentaje de profundidades permite
mayor movimiento en aguas más profundas; por
ejemplo, dado un cinco porciento de exactitud requerida,
es casi imposible permanecer dentro de 1.5
m (4.92 pies) en 30 m (100 pies) de tirante de agua.
Igualmente con el mismo cinco porciento en 305 m
(1,000 pies) de tirante, se permite un desplazamiento
del pozo de 15 m (50 pies), la cual es una tolerancia
realista.
Compensación de movimientos en la superficie
Compensadores de cable de registros eléctricos
Existe un compensador de movimientos para contrarrestar
el movimiento vertical de la unidad de perfora-
Técnicas Especiales de Perforación
ción flotante durante las operaciones de toma de registros.
Este aparato de compensación se cuelga debajo
del gancho y usa un cable de acero guarnido,
desde la parte superior del conductor marino pasando
por la polea compensadora de movimientos, y que
se fija al piso de perforación. La polea de registros se
conecta a esta polea compensadora, la cual está colgada
de un tensionador neumático.
Compensador de movimiento vertical (CMV)
La aplicación más importante de un compensador
de movimientos de la sarta de perforación (CMV),
es contrarrestar el movimiento vertical de la unidad
de perforación que podría ser transmitido a la sarta
de perforación (ver figuras 30 y 31). Esta anulación
del movimiento mejora la operación de los siguientes
procedimientos
27

Técnicas Especiales de Perforación
Perforación
El CMV mantiene virtualmente un peso constante
sobre la barrena, mejora la velocidad de perforación
y aumenta significativamente la vida de aquélla. Además,
permite cambios fáciles e instantáneos en el
peso sobre la barrena al ajustar la presión en el CMV
y sin tener que hacer viajes de tubería para agregar
o quitar lastrabarrenas.
Sentando el conjunto de preventores
Con el CMV se logra un sentado suave del conjunto
de preventores sobre el cabezal del pozo, no sólo en
forma más segura, sino aún en condiciones más severas
de movimiento vertical, lo que no sería posible
sin dicho elemento, lo que provocaría pérdida de
tiempo si se esperan mejores condiciones de oleaje.
28
Figura 30. Sistema compensador de movimientos verticales.
Sentando tubería de revestimiento
El CMV permite también que la tubería de revestimiento
sea alojada con suavidad en su nido, hasta
en condiciones adversas de oleaje o de movimiento
vertical, lo que de otra forma sería imposible.
Seguridad en el control del pozo
El CMV hace que se cierren los arietes sobre la tubería
de perforación, eliminando el movimiento vertical
y, por lo tanto, el desgaste de los elementos de
empaque de los arietes y/o del preventor anular.
Operaciones misceláneas
El uso del CMV permite realizar operaciones que
podrían no llevarse a cabo, ser obstaculizadas o sus-

Figura 31. Compensador de movimientos verticales.
pendidas porque la sarta de perforación se mueve
simultáneamente con la unidad de perforación.
Métodos básicos del funcionamiento del compensador
de movimiento vertical
Todos los CMV de equipos marinos de perforación
son aparatos tensionadores que operan por medio
de aire, funcionan con la diferencial de peso suspendido
de la sarta de perforación y el nivel de tensión
calibrado en el CMV. El peso de la barrena es
igual al peso de la sarta de perforación, menos el
ajuste de la tensión en el CMV. Los niveles de la tensión
son controlados en la misma forma que en los
Técnicas Especiales de Perforación
tensionadores del conductor marino.
Las técnicas y tecnologías básicas desarrolladas
para los tensionadores del
conductor marino fueron aplicadas en
los compensadores de la sarta de perforación.
Durante la operación de perforar,
el peso de la sarta está soportado
por los cilindros hidroneumáticos
del CMV y el de la barrena sobre el
fondo del pozo. Los cilindros están
intercomunicados a tanques de aire de
alta presión (lo mismo que en los
tensionadores del conductor). El control
de la presión de aire en los tanques
de alta presión determina el nivel
de tensión. Las técnicas apropiadas
de perforación con el CMV siempre
requieren que el ajuste de tensión
sea menor que el peso de la sarta de
perforación.
Cuando la plataforma se mueve hacia
arriba, los cilindros de soporte deben
reciprocar para extender el CMV y
comprimir el aire de los cilindros a los
tanques de alta presión. El gran volumen
de los tanques de aire de alta presión
controla la variación debida a la
compresión. Este movimiento reciprocante
mantiene la carga de soporte
preseleccionada (tensión), manteniendo
prácticamente el mismo peso sobre
la barrena.
Cuando la plataforma se mueve hacia
abajo, los cilindros de soporte retienen
al CMV. El movimiento hacia abajo tiende
a poner más peso sobre la barrena, pero como los
cilindros conservan la presión preseleccionada, éstos
retraen al CMV manteniendo la tensión y, en consecuencia,
el peso sobre la barrena. Durante la retracción
del CMV, el aire se expande de los tanques a los
cilindros, lo que conserva el nivel de presión deseado.
Compensador montado en la polea viajera
Entre la polea viajera y el gancho, se encuentra el
dispositivo tensionador con la función de soportar
la sarta de perforación y anular el movimiento vertical.
Su nivel de tensión es controlado por técnicas
idénticas al tensionador del conductor marino.
29

Técnicas Especiales de Perforación
Cilindro tipo compresión
Esta técnica aplica aire de alta presión al lado ciego
del cilindro, entre la polea viajera y el gancho. La
lubricación y el control de seguridad se obtiene
por la conexión de un tanque de baja presión de
aire y aceite en el lado del vástago del cilindro.
Una cadena guarnida en los cilindros genera una
carrera de compensación del doble de la carrera
del cilindro. En otras palabras, una carrera de 2.7
m del cilindro proporciona 5.4 m de compensación
de movimiento.
Operación de un compensador de movimientos verticales
Comienzo o inicio de la perforación
Después de ajustar el nivel de tensión deseado en el
CMV y hacer las conexiones en la sarta de perforación,
se baja la sarta en el agujero hasta que la barrena
toca fondo. Al hacer contacto con el fondo se continúa
bajando la polea viajera para que la carrera del
CMV llegue a su punto medio. Se podrá observar que
el nivel de tensión del CMV siempre es menor que el
peso total de la sarta de perforación. Por tanto, el
compensador se extenderá a su longitud total antes
que la sarta se levante de las cuñas. Cuando se llega al
fondo con la barrena, el compensador se retrae y
empieza a soportar el peso de la sarta igual a su nivel
de tensión. Esta diferencia en peso y tensión es regulada
por el CMV sobre la barrena al bajar la polea viajera
aproximadamente la mitad de la carrera total. El
perforador baja la polea viajera para mantener al CMV
reciprocante cerca de la mitad de su carrera y el peso
sobre la barrena será controlado por el CMV conservando
la carga preseleccionada.
El uso del CMV para operaciones de perforación,
permite usar el perforador automático en equipos
flotantes.
Sentado del conjunto de preventores
Con el CMV se puede sentar suavemente al conjunto
de preventores en el cabezal submarino. La
técnica consiste en ajustar el nivel de tensión del CMV
unos cientos de libras menos que el peso del paquete
que se va a sentar en el fondo del mar. Cuando comienza
a levantarse la sarta de la araña, se levanta la
polea viajera y se extiende el CMV a su carrera com-
30
pleta (el peso del conjunto excede el ajuste de tensión).
Cuando se llega al fondo del mar con el arreglo
de preventores, el contacto inicial sobre el cabezal del
pozo permitirá al compensador retraerse en su carrera.
Sin embargo, el compensador continuará soportando
casi toda la carga (una cantidad igual al ajuste
de tensión), dejando que el cabezal cargue solamente
la diferencia entre el ajuste de tensión y el peso del
conjunto de preventores. Esta técnica permite el sentado
(instalación) y la recuperación del conjunto de
preventores en condiciones adversas de oleaje, lo que
sería imposible de otra manera.
Sentado de la tubería de revestimiento
El procedimiento es similar al descrito para sentar
el conjunto de preventores. Esta maniobra de
sentar lentamente la T:R., permite llevar a cabo la
operación en condiciones de movimiento vertical
bastante amplio, sin que ocurran daños a los
colgadores y sus sellos.
Sistema de tensionadores de líneas guía en plataformas
semisumergibles
Para que sean efectivos los cables guía del cabezal
submarino deben estar tensionados. Para mantenerlos
a un nivel de tensión preseleccionado, se aplican
tensionadores hidroneumáticos a cada uno de
los cuatro cables guías del cabezal y, normalmente,
a las líneas del control del conjunto de preventores
(ver figura 32). Los tensionadores de los cables guías
operan de la misma manera que los tensionadores
del conductor marino y están diseñados igual, excepto
que son más pequeños. La operación normal
de los tensionadores de los cables guía es a niveles
de alta tensión para guiar el cabezal submarino, por
ejemplo, 4.5 y 7 toneladas (10 mil y 16 mil libras)
son comunes, aunque después de sentar el equipo
en el cabezal los niveles de tensión se reducen a 1 o
4 toneladas (2 mil u 8mil lb) para reducir desgaste y
fatiga en el cable de acero.
Base guía temporal y permanente
La base guía temporal es una estructura soldada con
un circulo central, en donde se aloja el housing del
cabezal de 30 pg. ( ver figura 33).
Esta estructura se utiliza para guiar la barrena al iniciar
la perforación.

Figura 32. Tensionadores de líneas guías.
Figura 33. Estructura guía temporal.
Técnicas Especiales de Perforación
La base guía permanente es un armazón estructural
que contiene cuatro postes guías removibles (ver Figura
34), cuya función principal es proporcionar una
guía rígida para sentar el conjunto de preventores y
posteriormente el cabezal de 30 pg, colocándola sobre
la estructura temporal.
El círculo central tiene una hendidura para el anillo
de retención en el cual se ancla el housing del cabezal
de 30 pg.
Los postes guía están asegurados en su receptáculo
por medio de clavijas de 2 pg (51 mm), para su fácil
instalación y remoción. Una clavija tiene un perno
para prevenir la rotación. Cuando son tensionadas
las líneas guía, los postes salen seis pulgadas (152
mm) hacia arriba de la base guía, lo que proporciona
una amortiguación al anclar el equipo.
31

Técnicas Especiales de Perforación
La unidad se lleva al fondo marino por el housing
del cabezal de 30 pg, usando cuatro seguros los cuales
se sujetan en el interior de éste, e impiden que
la base guía rote. Los cuatro postes guía tienen una
ranura especial para la línea guía, alojan y sostienen
a ésta y prevén su fácil remplazo ya sea por un
buzo o un vehículo de operación remota (ROV).
Las bases guías permanentes también pueden ser
usadas para sentar los árboles de producción submarina
y para guiar la herramienta de los riser del
Tie Back. La base cuenta con un extremo para alojar
la brújula de balancín (nivelación horizontal).
Conductores marinos (RISER)
Un conductor marino o riser se puede describir
como un conducto desde la plataforma al fondo
del mar, por medio del cual circula el lodo de perforación
y sirve como guía a la sarta de perforación.
(Ver figuras 35 y 36). Existen dos clases de
32
Figura 34. Estructura guía permanente.
conductores marinos: los usados para operaciones
de perforación y los usados para operaciones
de producción.
Componentes básicos de un sistema conductor
marino para perforación
La sarta del conductor para una unidad de perforación
flotante está compuesta normalmente
de tramos de 15.25 m de largo, almacenados en
cubierta durante el tránsito hacia la localización.
Los extremos de cada tramo tienen juntas integrales
de acoplamiento rápido. La junta telescópica,
que se encuentra en el extremo superior
del conductor, normalmente se diseña para un
movimiento vertical entre 4.57 a 9.14 m.
El sistema de tensionadores se conecta al extremo
fijo del barril exterior de la junta telescópica,
para proporcionar la fuerza axial suficiente y prevenir
que la sarta del conductor se flexione. El
barril exterior y la sarta del conductor marino tienen
movimientos laterales, inducidos por el movimiento
lateral y longitudinal de la unidad, pero
no tienen movimiento vertical. Cuando ésta se
mueve verticalmente, se mueve junto con la camisa
interior de la junta telescópica. Las juntas
esféricas colocadas en cada extremo del conductor
marino permiten la rotación en cualquier dirección
entre 7 y 10 grados. Por lo regular, pocos
operadores instalan dos juntas esféricas, lo que
es más confiable, pero resulta más costoso y su
instalación toma tiempo de equipo.
El arreglo más común es usar una junta esférica en
la parte superior del conjunto de preventores, que
se sienta en el cabezal del pozo. Este se une a la
base guía, la que queda colocada en el conductor
de 30 pg.
Juntas de conductor marino
Los sistemas actuales usan líneas de matar y estrangular
integradas al tubo del conductor. Cuando los
tramos del conductor se están armando al sentar y
conectar un tramo con otro, las líneas de matar y
estrangular se conectan automáticamente. Los requerimientos
del conjunto de preventores han sido
el factor decisivo para determinar el diámetro y características
del conductor marino y la fuerza requerida
de los tensionadores.

Figura 35. Conductor marino (riser).
Líneas de matar y estrangular
Estas líneas corren a lo largo del conductor hasta
el conjunto de preventores a la altura de la junta
esférica. Existen varios diseños, pero el más utilizado
consta de tubos con vueltas de 360° para
dar la flexibilidad requerida al extremo inferior del
conductor marino. Las líneas de matar y estrangular
ayudan a controlar los cabeceos evitando
que éstos se conviertan en reventones.
Técnicas Especiales de Perforación
Cuando se detecta un brote potencial,
se bombea lodo por la línea de
matar hasta el conjunto de preventores
para restablecer el equilibrio
de presiones en el agujero. Cuando
se presenta gas en exceso, se
cierra el preventor esférico y el de
arietes alrededor de la tubería de
perforación. El gas en el múltiple de
estrangulación se elimina usando la
línea de estrangulación.
Junta telescópica
Existen dos tipos de juntas telescópicas
usada en los conductores marinos.
La más común es la de sistema de tensión
constante, debido a que su mantenimiento
es más fácil y porque mantiene
una fuerza igual en los cables de
acero conectados a la camisa exterior
de la junta telescópica. Este método
utiliza un sistema de guarnido debajo
del piso de perforación.
Otro tipo de junta usa el sistema
tensionador axial directo. Este es un
mecanismo donde los sellos y el anillo
guía de la junta telescópica, están
diseñados para compensar por presión
interna y tiene la doble función
de permitir el movimiento vertical de
la unidad de perforación y actuar
como un pistón tensionador directo.
En el extremo superior de la junta telescópica,
se instala un desviador de
flujo mediante el cual, dependiendo
de la magnitud del cabeceo, se envía
el lodo gasificado a la temblorina
a través de la línea de flote o las líneas de venteo a
babor, estribor, a popa o proa de la unidad.
Efecto de flotación en conductores marinos (RISER)
En el conductor marino la máxima tensión ocurre
en el extremo superior y disminuye con la profundidad
del agua. En aguas muy profundas se requiere
de algún tipo de flotación adicional para mantener
al sistema tensionador dentro de los límites prácticos.
Se debe recordar que la fuerza de arrastre de la
33

Técnicas Especiales de Perforación
34
´
Figura 36. Sistema del conductor marino.
corriente aumenta con el cuadrado de la velocidad y
el diámetro del conductor marino. Esto quiere decir
que el diámetro exterior de los cilindros adicionales
de flotación debe reducirse al máximo.
Se han usado cilindros de espuma y cámaras de acero
asegurados al conductor marino, aunque los primeros
se deterioran rápidamente y requieren mantenimiento
constante.
Uno de los requerimientos para los sistemas de
conductores en aguas profundas, es que floten
neutralmente o ligeramente positivo, con la flotación
distribuida a lo largo de una sección del conductor.
Si una sección del sistema de conductor
flota en exceso, la falla en una junta del mismo, lo
enviará hacia arriba, como un cohete, a través del
piso de perforación.
Revisión analítica de sistemas de conductores
Los análisis para el diseño de conductores marinos
deben considerar los esfuerzos a que están
sometidos:
· Axial que se debe a la carga de los tensionadores,
flotación del conductor, peso del conductor, densidad
del lodo, fuerzas por corrientes marinas y
fuerzas originadas por las olas.
· Radial es causado por la presión interna de la columna
de lodo y por la diferencial de presión de
los cabeceos.
· Fuerzas externas resultan de la presión hidrostática
del agua.
Sistema tensionador de riser marino en una plataforma
semisumergible
El sistema normalmente cuenta con ocho tensionadores
de conductor marino (80K) con carrera de 12.5
x 4 pies y capacidad de 80mil lb cada uno con poleas
de 52 pg y cables de 1 ¾ pg.
Un conductor marino operado en un equipo de perforación
marina flotante fallará o se colapsará en tirantes
de agua de 60 a 91 m. si no es soportado
parcial o totalmente.
El conductor está unido al fondo marino por medio
del conjunto de preventores y no se puede unir firmemente
a la unidad de perforación flotante debi-

do a los movimientos de la misma. El soporte tiene
que ser por tensión axial aplicada a la parte superior
del conductor y/o flotación a lo largo de la longitud
del conductor. Al incrementarse el tamaño del
conductor marino, la profundidad del agua, las condiciones
del mar, la densidad del lodo, etc., también
aumentan los requerimientos de tensión axial para
proporcionar el soporte adecuado.
El cálculo de la tensión axial requerida es un problema
complejo de flexión de una viga con algunas
variables. Esta solución matemática debe utilizarse
en todas las aplicaciones de campo; sin embargo,
como regla general, para determinar una aproximación
de la magnitud de la tensión se utiliza el peso
del riser sumergido en agua y se considera la densidad
del lodo como factor de seguridad.
La tensión nominal es la siguiente:
T nominal = (peso del conductor
marino en agua +
peso del lodo de perforación
en agua) * 1.20
Este nivel de tensión mantendrá
el tramo inferior del
conductor marino tensionado,
al exceder el peso
del conductor.
Los tensionadores normales
que se usan son de
27 y 36 toneladas (60 mil
y 80 mil lb) de capacidad
por tensión. Estos son
usados en sistemas que
se componen de 4, 6 y 8
tensionadores (ver figura
37). Los tensionadores
del conductor marino son
operados mediante un
mecanismo y el sistema
debe tener capacidad
para monitorear continuamente
(sistema redundante)
y funcionar
eficientemente inclusive
con un tensionador fuera
de servicio.
Capacidad de tensión
Figura 37. Sistema tensionador del riser.
Técnicas Especiales de Perforación
Esta se determina para el máximo requerimiento de
tensión. Varios tensionadores se utilizan en todos los
sistemas de risers. Las unidades de tensionadores
múltiples cuentan con gran capacidad y permiten la
operación segura con una unidad fuera de servicio
o en mantenimiento.
Carrera del cable de acero
La carrera del cable de acero del tensionador debe
exceder el máximo movimiento vertical esperado de
la unidad de perforación flotante, mientras el conductor
marino esté conectado al cabezal del pozo o a los
preventores. Hay que considerar los movimientos de
mareas, ajustes al conectar el conductor marino y cambios
en la condición de lastre de la unidad.
35

Técnicas Especiales de Perforación
Velocidad de respuesta
El tensionador debe tener capacidad para responder
a la máxima respuesta pico del movimiento vertical
de la unidad flotante. Esta respuesta será igual
o mayor a la máxima velocidad vertical instantánea
del movimiento del equipo, que excede el promedio
de la velocidad vertical del equipo.
La máxima velocidad V, puede ser calculada suponiendo
que las olas son senoidales:
V= Movimiento vertical (pies) x K / periodo (seg.)
Cilindro doble acción, tipo compresión
Este cilindro hidroneumático es de doble acción. La
presión actúa en el área del pistón y lo obliga a extenderse.
La fuerza de extensión es igual a la presión
multiplicada por el área del pistón. Por ejemplo,
un cilindro con diámetro inferior de 14 pg, presiona
sobre las 154 pg del área del pistón a 2 mil lb/
pg2, la fuerza de extensión sería de 308 mil lb.
Vehículo de operación remota (ROV)
El vehículo de operación remota es una de las herramientas
indispensables para
la perforación de un pozo en
aguas profundas en una unidad
flotante de perforación (figura
38). A continuación se describen
las principales características
técnicas del ROV "Scorpio":
· Capacidad de trabajo: 1000-
1500 m;
· Dimensiones Alto:1.57 m, Ancho:1.49
m, Largo 2.74 m;
· Cuenta con 5 propulsores.
· Potencia hidráulica: 75 HP a
2500 psi, 36 GPM, 1000 VCA,
3 fases, 50/60Hz.
· Televisión: Vídeo cámara
SIT de alta resolución con
un nivel bajo de luz, la cámara
suministra 525 líneas
a 60 Hz,
· Tiene un lente con corrección
de enfoque y mecanismos
para sus movimientos verticales
y laterales.
36
· Cuenta con seis lámparas de yoduro de cuarzo de
intensidad variable.
· Panel de control de movimientos verticales y horizontales:
Con rotación a 320° y movimiento vertical,
con lectura de posición a control remoto en superficie.
Selección del sistema de explotación
Por lo antes mencionado, un punto clave en el desarrollo
de campos en aguas profundas es determinar
cuál sistema utilizar: flotante o submarino. El
sistema flotante se ha desarrollado mucho en los
últimos años, aunque la industria petrolera está aceptando
que el sistema submarino o el submarino combinado
con el flotante tendrán que ser el medio para
alcanzar los campos ultraprofundos.
El auge de los proyectos en aguas profundas se debe
a que de éstos, frecuentemente se pueden obtener
gastos de producción impresionantes, lo cual compensa
evidentemente los altos costos de exploración
y desarrollo. La industria se está enfocando a
obtener los mayores beneficios de sus actividades
de exploración y producción, y factores tales como
la producción por pozo, son los que están conduciendo
a la industria al desarrollo de campos en
aguas profundas, a pesar de los riesgos involucrados.
Figura 38. Vehículo de Operación Remota (ROV S.S. Mata Redonda).

Por ejemplo, Shell señala que la mayor parte de sus
desarrollos en el Golfo de México tienen pozos que
producen un promedio de 20 mil bl/día; con el desarrollo
del campo Bonga, en Africa, se espera que algunos
pozos lleguen a tener producciones de más
de 40mil bl/día. Esto ha sido fuertemente apoyado
por los avances que ha logrado la industria en materia
de diseños de terminaciones, perforación horizontal
y multilateral.
Debido al número creciente de equipos de perforación
para aguas profundas disponibles para explorar
estas áreas y al avance continuo en las tecnologías de
perforación, se predice por ejemplo, la llegada de la
perforación sin risers en un futuro cercano.
Conceptos tales como la perforación sin risers y los
equipos de perforación submarinos pueden parecer
ciencia-ficción en este momento, pero se dijo alguna
vez lo mismo acerca de los sistemas LWD y MWD
(registros y medición durante la perforación, respectivamente).
La capacidad de realizar mejores caracterizaciones
y predicciones subsuperficiales también hace menos
riesgosas estas operaciones, y posiblemente los
estudios sísmicos para encontrar y caracterizar yacimientos
y reservas sea la herramienta más efectiva
para la exploración en aguas profundas.
Problemas de perforación en aguas profundas y
ultraprofundas
En aguas ultraprofundas los pozos serán perforados
con equipos de posicionamiento dinámico.
Aproximadamente se han perforado 58 pozos en
aguas con tirantes mayores a los 5mil pies. Aunque
este tipo de perforación ha sido, en general, de tipo
exploratorio, esto cambiará conforme más compañías
empiecen a desarrollar las grandes reservas
descubiertas.
Problemas de posicionamiento del equipo
Para mantener el equipo en su localización se utilizan
sistemas redundantes computarizados de posicionamiento
dinámico, que reducen el riesgo de
costosas interrupciones provocadas por incapacidad
para mantener la posición. Los sistemas de posicionamiento
dinámico más refinados cuentan con procedimientos
de redundancia triple y están basados
en múltiples referencias de posicionamiento. Los
Técnicas Especiales de Perforación
generadores, los alimentadores de combustible y de
agua de enfriamiento, así como los sistemas de manejo
de energía, distribuidores y generadores de
energía continua deben estar diseñados para ser
confiables y configurados para la redundancia.
Todos los equipos deben tener la capacidad de identificar
y estar preparados en cualquier momento si
se presenta una falla en el sistema de posicionamiento
dinámico. Los problemas más serios de los sistemas
de posicionamiento dinámico son el drive-off
(desviación) y el drift-off (la deriva). Durante el driveoff,
el equipo es accionado hacia una posición lejos
del pozo, ocurre cuando el sistema de posicionamiento
dirige al equipo lejos de la localización. Puede
ser provocado por una mala interpretación del
sistema. El drift-off sucede cuando el equipo pierde
potencia y las fuerzas ambientales lo empujan fuera
de la localización. En ambas situaciones, los
preventores deben cerrar el pozo y al riser antes de
que el sistema del mismo, el cabezal o la tubería de
revestimiento sufran daños.
Manejo de energía
El manejo de energía es clave para minimizar la posibilidad
de un apagón que el drift-off pueda provocar.
Este sistema ha sido diseñado para que,
automáticamente, ponga en línea a los motores
cuando sea necesario, debido a variaciones de corriente.
El sistema de manejo de energía está configurado
para darle preferencia a los sistemas de posicionamiento
antes que a cualquier otro, como podría
ser el piso de perforación o las bombas de lodo.
El sistema de manejo de energía debe identificar
efectivamente la potencia disponible y la consumida,
con el fin de mantener un margen de la primera
adecuado para mantener el equipo en la localización.
Sistemas de posicionamiento dinámico
Los sistemas de posicionamiento dinámico utilizan
procedimientos de referencia de posición acústicos
y satélites. Los acústicos incluyen líneas de fondo
largas (long-baseline, LBL), de líneas cortas (SBL) y
de líneas ultra cortas (USBL). Generalmente, los LBL
son más precisos y tienen menos variaciones conforme
se incrementa la profundidad. Pueden proporcionar
una precisión de un círculo de 3 pies comparados
con los SBL o USBL, que tienen precisiones
de 0.5 por ciento respecto a la profundidad del agua.
Sin embargo, en aguas profundas, los LBL tienen un
37

Técnicas Especiales de Perforación
ritmo de actualización más lento que SBL o USBL.
Todos los sistemas de referencia de posición acústicas
requieren múltiples hidrófonos y transductores
para una adecuada redundancia del sistema. Los de
referencia acústicos también son sensibles a las capas
termales que hay en las columnas de agua o a
los cambios significativos en salinidad. El ruido generado
por el movimiento de la embarcación (provocado
por el oleaje) o por otras fuentes acústicas
puede provocar fallas operativas.
Los de posicionamiento operados vía satélite utilizan
una tecnología llamada "Sistema Diferencial de
Posicionamiento Global" (DGPS). Un proveedor comercial
debe proporcionar un factor de corrección
o "diferencial" para interpretar las señales de los satélites.
Por lo general, estas señales llegan al equipo
por medio de dos diferentes trayectorias. Además,
normalmente los equipos cuentan con dos receptores
DGPS para redundancia.
Posicionamiento
Aunque se pone mayor énfasis en el diseño y la regulación
de los sistemas de redundancia, la mayor
parte de los problemas de posicionamiento son errores
humanos. La experiencia, el entrenamiento, los
procedimientos y el ambiente de trabajo son más
importantes que el equipo o los sistemas para evitar
estos problemas.
Problemas ambientales
Corrientes cíclicas
En el Golfo de México, es una zona de fuertes corrientes,
cercanas a la superficie se han encontrado
corrientes mayores a los cuatro nudos. La corriente
cíclica provoca problemas de posicionamiento
y de manejo de risers. La mayor fuerza ambiental
resulta cuando el viento y la corriente cíclica
se encuentran desfasados 90°. Aun si el equipo
se mantiene en posición, la corriente cíclica
puede generar un ángulo en el riser, el cual no
permite perforar.
Abandono por huracán
Cuando se está operando en aguas profundas el
abandono por huracán es preocupación importante.
Por lo general, los equipos de posicionamiento
38
dinámico se moverán de la localización, alejándose
de la trayectoria de la tormenta. El tiempo que se
necesita para asegurar el pozo y recuperar el riser
puede obligar a comenzar los procedimientos de
abandono antes de tener la seguridad de que la
tormenta afectará la localización.
Problemas de control de los preventores
Los equipos para aguas ultraprofundas requieren
de preventores eficientes. En una falla del sistema
de posicionamiento, aquéllos deben asegurar
el pozo y liberar el riser antes de que las condiciones
meteorológicas hagan fallar a éste o al pozo
mismo. Los equipos para aguas ultraprofundas
utilizan un sistema electrohidráulico múltiplex para
control de los preventores. Las funciones del arreglo
se controlan por medio de una señal eléctrica
enviada para liberar la presión hidráulica almacenada
en los acumuladores de los preventores submarinos.
Durante una desconexión de emergencia,
se pueden realizar 47 operaciones del arreglo
en 30 segundos. En el diseño y fabricación del
sistema de control de los preventores, es importante
analizar por completo fallas y efectos a fin
de eliminar puntos potenciales. El mejor método
para minimizar los problemas en el campo es comprobar
de manera rigurosa el sistema, lo que incluye:
pruebas de precalificación de cada uno de
los componentes; así como del sistema, simulando
condiciones ambientales.
Conector inferior del riser (LMRP)
El componente más crítico del arreglo que debe funcionar
durante una desconexión de emergencia es
el conector LMRP. Si esta conexión no se libera cuando
el equipo se mueve de la localización, puede
dañarse al riser, al arreglo de preventores, al cabezal
y a la tubería de revestimiento conductora. Para evitarlo,
es necesario realizar, previamente, una prueba
de campo del sistema de desconexión de emergencia.
Otro aspecto crítico es el alineamiento para una
reconexión del conector.
Otros sistemas para control de preventores
La mayor parte de los arreglos de preventores para
aguas ultraprofundas cuentan con el apoyo de vehículos
operados a control remoto (ROV) para intervenir.
Normalmente, ambos conectores y de dos a

tres preventores simultáneamente pueden operarse
a través de una línea hidráulica temporal proporcionada
por el ROV. Esto suministra redundancia,
aunque se pueden requerir varias horas para lanzar
el ROV.
Existen sistemas de control, llamados de "hombre
muerto" , que cierran el pozo si se pierde potencia
eléctrica, hidráulica y comunicación con la superficie.
El beneficio de este control es asegurar al pozo
y proteger el ambiente si hay una falla catastrófica
del sistema del riser.
Con frecuencia, como un sistema de respaldo o
emergencia, se proponen los controles acústicos
para los preventores. Aunque estos sistemas han
sido diseñados para funcionar bajo condiciones normales
de aguas profundas, existe preocupación de
que el ruido provocado por un reventón en el pozo,
enmascare la señal acústica de control y haga inútiles
a estos sistemas.
Problemas de manejo de los Risers
El sistema de manejo de risers para aguas ultraprofundas
debe desplegar, controlar y recuperar el riser,
el cual puede tener un periodo axial natural cercano
al periodo de tirón del equipo. Al igual que los otros
sistemas de los equipos para aguas ultraprofundas,
éste esta diseñado para desconexiones de emergencia.
Además, después de la desconexión, el riser
debe quedar liberado y sin carga hidrostática generada
por la densidad del lodo. Los tensionadores del
equipo, deben mantener un ángulo mínimo del riser
para reducir el desgaste potencial del mismo y del
equipo de perforación en general.
Otro gran problema es la predicción exacta del
comportamiento del riser liberado y colgado, especialmente
durante tormentas. El arrastre ejercido
sobre el riser depende del movimiento de la
embarcación y del perfil de las corrientes, lo que
varía significativamente en toda su longitud. El indicador
de peso con un riser libre de 6 mil pies
varia de 800 a 1,200 kip (1 kip = 1000 lbs.). Además,
como la tensión acumulada en el riser se
libera rápidamente durante una operación de desconexión
de emergencia, la secuencia de desconexión
se diseña para permitir que los tensionadores
levanten el LMRP del arreglo de preventores
y evitar que estén en contacto.
Problemas de control de pozos
Pérdidas de presión por fricción
Técnicas Especiales de Perforación
En pozos en aguas ultraprofundas, las pérdidas de
presión por fricción provocadas por la circulación a
través de estranguladores y líneas de matar, son mayores
que las generadas en pozos en aguas someras,
esto se debe a la mayor longitud de la línea de matar y
a las mayores viscosidades del fluido, provocadas por
las temperaturas más bajas. Muchos de los nuevos
equipos diseñados para perforar en tirantes de agua
mayores a los 10 mil pies, utilizarán estranguladores y
líneas de matar con diámetros internos de 4 ½ pg en
lugar 3 pg, que son los que se utilizan actualmente.
Las líneas con diámetros internos mayores reducen la
contrapresión aplicada al pozo cuando se circula y
permiten mayores gastos de circulación.
Formación de hidratos
Los pozos en aguas ultraprofundas son más susceptibles
a la formación de hidratos por sus temperaturas
más bajas que las encontradas en los tirantes convencionales
de perforación costa fuera y la mayor columna
hidrostática generada hace más difícil inhibir las
condiciones de formación de hidratos. Los hidratos
pueden ser un problema tanto en el agujero como en
el exterior del arreglo en pozos ultraprofundos. La
mayor parte de los problemas por formación de
hidratos que se enfrentan durante la perforación, ocurren
después de un periodo en que no exista circulación.
El método del perforador para circular brotes,
que no requiere esperar para densificar el fluido de
control puede reducir la posibilidad de que se formen.
Circular el agujero proporciona una verdadera inhibición
cinética y agrega calor proveniente del equipo y
de las bombas.
Los diseños del sistema de cabezal y de las conexiones
han sido mejorados para minimizar la formación
de hidratos en y alrededor de los preventores
submarinos.
También el fluido caliente circulando en los
preventores a un gasto máximo ha derretido los
hidratos que se habían congelado en el conector de
los preventores. Sin embargo, algunos pozos se han
tenido que abandonar permanentemente, cortando
la tubería de revestimiento, porque el conector no
pudo ser liberado debido a los hidratos.
39

Técnicas Especiales de Perforación
Problemas con la tubería de revestimiento
La pegadura de tuberías de revestimiento representa
un gran problema para cualquier equipo flotante, aunque
es más crítico en equipos de posicionamiento dinámico
para aguas profundas. Por tal razón, estos
equipos toman precauciones especiales cuando se van
a introducir tuberías de revestimiento, como mantener
un técnico electrónico en el cuarto de control del
posicionamiento dinámico, un electricista en el cuarto
de control del generador, el técnico de perforación en
el piso y al capitán monitoreando las condiciones climatológicas.
Los arietes de corte para tuberías de revestimiento
que pueden cortar tuberías de 13 5/8 pg,
88 lb/pie, reducen los riesgos de desconexión de emergencia
cuando se tiene tubería de revestimiento dentro
del arreglo submarino.
El colapso de la tubería de revestimiento también
ha sido un problema en aguas profundas. En ocasiones,
debido a que fue introducida sin llenar la
sarta de tubería de perforación utilizada para introducirla.
Normalmente, esto ocurre cuando la tubería
de revestimiento es llenada pero la tubería de
perforación se mantiene vacía.
Requerimientos de personal
La construcción de equipos para aguas ultraprofundas
está en su apogeo, lo que incrementará utilización
en los próximos años. Podrían llegar a
requerirse entre 5 mil y 6 mil personas para operar
la flota de 25 a 30 equipos para aguas ultraprofundas.
Por tanto será necesario entrenamiento especializado,
aun cuando muchas de las operaciones en estos
nuevos equipos sean similares a las que se realizan
en los ya existentes. La industria debe reconocer
que es necesario un enfoque de capacitación
para asegurar que el personal tenga las habilidades
de realizar operaciones en aguas ultraprofundas de
manera segura y eficiente.
Costos
Por otro lado, resulta indispensable reducir los costos
actuales de desarrollo de campos en aguas profundas.
Sin embargo, el que algunas compañías puedan
producir ahora de manera económica en aguas de casi
2 mil m de tirante quizá no siga siendo sorprendente,
en tanto que los principales proyectos mundiales,
como el DeepStar en el Golfo de México, el PROCAP
2000 en Brasil, el AMJIG (Atlantic Margin Joint Industry
40
Group) en el Reino Unido y el Norwegian Deepwater
Programme (Programa Noruego de Aguas Profundas),
están actualmente enfocados a calificar tecnología y
técnicas para su uso en tirantes de agua de hasta 3 mil m.
La realidad no es tan simple, en tanto las condiciones
de aguas profundas no son las mismas en todo
el mundo. Las condiciones encontradas en el margen
del Atlántico -frecuentemente con proyectos no
tan profundos como los del Golfo de México, Brasil
o el Oeste de Africa- pueden ser extremadamente
difíciles de manejar, en términos de viento, oleaje y
corrientes, ya que generan fuerzas sobre los sistemas
flotantes de producción, en los risers asociados
y en los cabezales submarinos. Por ejemplo, en
el invierno estas fuerzas son mayores 10 veces a
las generadas en el Golfo de México. Brithish
Petroleum tiene experiencia de primera mano sobre
estas condiciones en los campos Foinaven y
Schiehallion, al oeste de Shetland. Sin embargo, esta
compañía experimentada aún está aprendiendo de
lo que esta región es capaz.
Además, alrededor del mundo, las condiciones del
fondo marino en áreas activas de aguas profundas
presentan otros serios problemas de equipo submarino
y también los acuíferos someros han representado
serios problemas de estabilidad.
Uno de los principales aspectos aún en estudio, es
hacer fluir hidrocarburos multifásicos "calientes" por
medio de líneas localizadas en aguas frías, a veces
casi congeladas, a través de grandes distancias, lo que
resulta frecuentemente inevitable. La formación de
hidratos y parafinas en las líneas ha provocado problemas
de flujo y taponamientos; pero la industria se
encuentra aún en busca de métodos de limpieza, aunque
varias soluciones por medios químicos, métodos
de calentamiento/aislamiento de la tubería y otras investigaciones
están tratando de vencer el problema.
Sin embargo, en términos de sistemas de producción,
la industria sigue confiando en la viabilidad tanto de
los sistemas flotantes de producción, tales como las
barcazas flotantes de producción y almacenamiento
(FPSO), las plataformas con piernas tensionadas (TLPs)
y semisumergibles; así como en los sistemas submarinos.
Los avances sistemáticos que han tenido en los
últimos años estos dos campos de tecnología, frecuentemente
interrelacionados, tienen un efecto directo en
la capacidad de los operadores para accesar las reservas
en aguas profundas.

Expansión del mercado
Todos los nuevos desarrollos en estas tecnologías, han
fomentado el interés de las compañías petroleras por
desarrollar campos en aguas profundas y ultraprofundas.
Como resultado, el mercado ha crecido masivamente
en un periodo relativamente corto, creando
nuevas oportunidades de desarrollo, al mismo tiempo
que muchas de las operaciones convencionales
costa fuera han ido decreciendo.
Los hechos hablan por sí mismos. En 1998, existían
cerca de 28 campos en aguas con tirantes de agua
mayores a los 500 m alrededor del mundo, produciendo
conjuntamente alrededor de 935 mil b/día. De
acuerdo a un reporte confiable, tan sólo las reservas
recuperables totales de esos mismos campos eran de
8 mil 400 millones de barriles. Aún más importante, las
reservas mundiales de yacimientos descubiertas en aguas
profundas son de casi 43 mil millones de barriles con una
tendencia a ser de 100 mil millones de barriles.
AGUAS PROFUNDAS
Técnicas Especiales de Perforación
Estas cifras son impresionantes y nos muestran que
los desarrollos en aguas profundas no son una frontera
irreal, sino que representan el futuro de la industria
costa fuera.
Hace veinte años, la perforación costa fuera no
enfrentaba problemas como la corriente cíclica y
los flujos en aguas someras que provocan gran
impacto en el éxito y los costos de la exploración
y desarrollo de campos en aguas profundas. Todo
parece indicar que la nueva actividad de perforación
en aguas ultraprofundas enfrentará, de igual
manera, nuevos problemas. Pero la industria se
beneficiará mejorando la seguridad y compartiendo
nuevas experiencias.
En las tablas 5, 6 y 7 se muestran algunas cifras relevantes
relacionadas con los desarrollos en aguas profundas.
Pronóstico de campos produciendo en aguas profundas entre 1998-2004
Año
Golfo de México
(USA)
Brasil
Africa
Occidental
Lejano
Oriente
Resto del
Mundo
Total
1998 16 11 0 0 1 28
1999 26 13 0 0 1 40
2000 35 15 2 0 2 54
2002 45 18 8 3 4 78
2004 53 21 12 5 5 96
Fuente: Deepwater Oil & Gas Monthly/SREA
Tabla 6.
Tabla 5.
Estimación de reservas mundiales probadas y probables en aguas profundas (MMBls)
Golfo de México
(USA)
América
del Sur
Africa
Occidental
Lejano
Oriente
Antártida Otros
Probadas 6,500 17,000 8,500 8,000 - 3,500
Probables
Fuente: SREA
12,000 15,000 15,000 21,000 18,000 5,500
Tabla 7.
Porcentaje de campos futuros por método de desarrollo
Prof. (m) 300 350 400 450 500 600 700 800 900 1,000 1,500 2,000 2,500
Plataformas 7 5 7 0 0 15 0 0 0 0 0 0 0
Plat. y equipo submarino 0 5 0 0 0 0 0 0 9 10 0 0 0
Perforación de Alcance
Extendido
Sistemas flotantes de
0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
producción y
almacenamiento (FPS)
50 55 86 25 50 62 71 83 73 90 91 100 100
Plat. y FPS 7 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0
Sistemas submarinos a
plataformas
36 30 7 75 50 23 14 17 18 0 9 0 0
Fuente: Douglas-Westwood’s World Deepwater Report
41

Técnicas Especiales de Perforación
Preguntas y respuestas
1.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua para
considerar la perforación en aguas profundas?
R: El criterio varía según los diferentes especialistas
en el tema, pero se consideran tirantes de agua mayores
de 400 a 500 m.
2.-¿Cuál es la profundidad de tirante de agua a la
que se considera la perforación de agua ultraprofunda?
R: Se considera de los 1500 m en adelante.
3.-¿Cuáles son los equipos especiales utilizados en
las unidades flotantes de perforación?
R:
· Compensador de movimiento vertical (CMV)
· Conductores marinos
· Tensionadores de las líneas guías
· Tensionadores del conductor marino
Vehículo de operación remota (ROV
4.-¿Cuál es la tendencia de la perforación en aguas
profundas y su importancia económica?
R: La perforación ha tenido un incremento en el
ámbito mundial significativo en un periodo relativamente
corto, creando nuevas oportunidades de desarrollo.
Las reservas mundiales descubiertas de yacimientos
en aguas profundas tiende a incrementarse considerablemente,
son cifras impresionantes que nos
muestran que el desarrollo en aguas profundas no
es una frontera irreal, sino que representa el futuro
de la industria costa fuera.
5.-¿Defina qué es el posicionamiento dinámico en
una unidad flotante de perforación?
R: Es la técnica para mantener automáticamente la
unidad en una localización en el mar sin el sistema
de anclaje, dentro de una tolerancia especificada por
el uso de vectores de empuje para contrarrestar las
fuerzas de viento, olas y corrientes que tienden a
mover la unidad de la posición de interés.
6.-¿En la actualidad, cuáles son los principales proyectos
mundiales para perforar en aguas profundas?
42
R: Deepstar en el Golfo de México, el PROCAP 2000
en Brasil, el AMJIG en el Reino Unido y el Programa
Noruego de Aguas Profundas.
Glosario
RISER = Conductor marino
TLP = Plataforma de patas tensionadas
SPAR BUOYS = Plataforma de mástil tipo boya
CMV = Compensador de movimiento vertical
ROV = Vehículo de operación remota
LWD = Registros continuos durante la perforación
MWD = Medición durante la perforación
BP = British petroleum
FPSO = Barcazas flotantes de producción y almacenamiento
Stripper = Estopero
TF = Tubería flexible
TR = Tubería de revestimiento
RPM = Revoluciones por minutoR
HD = Hydrill
KELLY = Constante
STAND PIPE = Tubo vertical con múltiple de válvulas
PDC = Barrenas Policristalinas
DRILL COLLARS = Lastrabarrenas
SWIVEL = Unión giratoria
CORRIDA= Introducción al pozo de tuberías o herramientas
IADC = Asociación internacional de contratistas
de perforación
PSI = Libras por pulgada cuadrada
Ph = Presión hidrostática
PK = Presión del yacimiento
Referencias
1. Informe final del proyecto CDC-0406 "Asimilación
de la tecnología de perforación, terminación y reparación
de pozos en aguas profundas" , Instituto Mexicano
del Petróleo, 1999.
2. Manual Offshore Operations por Ron Baker en
colaboración con International Association of Drilling
Contractors Houston, Texas y Petroleum Industry
Training Service Canada 1985.
3. Revista Técnica Petroleum Engineer Internacional
"DEEPWATER" Technology 1999.
4. Información técnica recopilada de la S.S. Mata
Redonda 1999.