SelecciAn-de-barrenas-para-la-perforaciAn-de-pozos-petroleros

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD TICOMÁN 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
T E S I S 
SELECCIÓN DE BARRENAS PARA LA PERFORACIÓN DE POZOS 
PETROLEROS 
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO GEOLÓGO: 
 
PRESENTA 
 
HERNÁNDEZ TOVAR ADRIANA 
 
DIRECTORES DE TESIS 
 ING. TORRES HERNÁNDEZ MANUEL 
ING. MORFÍN FAURE ALBERTO ENRIQUE 
 
CIUDAD DE MÉXICO FEBRERO 2019 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
A Dios por darme otra oportunidad de vivir, de disfrutar a mi familia y a la vida. 
A mis padres por brindarme siempre apoyo y amor incondicional, qué con su 
ímpetu y esfuerzo pude estudiar ésta carrera, que con admiración son mi ejemplo 
a seguir, me enseñan día a día a salir adelante y no rendirme. 
A mi hijo por ser paciente, comprensivo, qué con mucho amor es mi principal 
motivación y mi inspiración para ser mejor persona. 
A mis abuelos que con mucho cariño y respeto me enseñaron a superarme, que 
desde mi niñez me motivaron a estudiar una carrera en el IPN, y que donde quiera 
que estén los recordaré siempre como mis segundos padres. 
A mi abuela que me enseñó que no existen obstáculos, si no retos para mejorar, 
qué es importante tener constancia y dedicación en todos los proyectos que se 
hagan y siempre tener los pies en la tierra. 
A mis bisabuelos por ser amorosos conmigo y enseñarme el valor de la familia. 
A mi familia que me preparó para enfrentar la vida como se presente, a ver a las 
personas sin etiquetas, el valor de la honestidad y unión. 
A mis tíos qué siempre me enseñaron el valor del trabajo y respeto. 
A mis primos que me enseñan el valor de la hermandad. 
A mis amigos porque siempre me dieron ánimos en los momentos difíciles, por 
enseñarme el valor de la fraternidad. 
En especial a mis maestros que me apoyaron incondicionalmente, que con 
vocación y dedicación valoraron mi esfuerzo y mi trabajo. 
 
 
 
ÍNDICE 
RESUMEN 
ABSTRACT 
OBJETIVO 
INTRODUCCIÓN 
 
 CAPÍTULO 1 
CONCEPTOS GENERALES .................................................................................. 1 
1.1 MINERALOGÍA ................................................................................................. 1 
1.2 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS ............................................... 1 
1.3 DEFINICIÓN DE BARRENA ............................................................................. 6 
1.4 CLASIFICACIÓN DE BARRENAS .................................................................... 6 
1.4.1 BARRENAS TRICÓNICAS ............................................................................. 7 
1.4.2 MECANISMOS DE CORTE DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS ................ 10 
1.4.3 COJINETE Y SELLO .................................................................................... 12 
1.4.4 ALMACÉN DE GRASA ................................................................................. 13 
1.4.5 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS TRICÓNICAS .......................... 14 
1.4.6 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS ...................................................... 17 
1.4.7 MECANISMOS DE CORTE ......................................................................... 18 
1.5 PERFIL DE LA BARRENA .............................................................................. 20 
1.6 DIÁMETRO DE BARRENA ............................................................................. 21 
1.7 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS DE CORTADORES FIJOS ......... 22 
1.8 HOJA TÉCNICA PARA BARRENAS TRICÓNICAS Y PDC ............................ 24 
1.9 HOJA TÉCNICA DE BARRENA ...................................................................... 30 
 
 
1.10 TIEMPO DE OPERACIÓN DE LA BARRENA ............................................... 32 
 
 CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL 
RENDIMIENTO DE LA BARRENA ................................................................... 33 
2.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN ................................................................... 33 
2.1.1 GASTO ÓPTIMO DE OPERACIÓN (GPM) .................................................. 34 
2.1.2 PESO SOBRE LA BARRENA (WOB) .......................................................... 37 
2.1.3 REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) ...................................................... 39 
2.1.4 TORQUE Y ARRASTRE .............................................................................. 40 
2.2 DISEÑO DEL ENSAMBLE DE FONDO .......................................................... 43 
2.2.1 TUBERÍA PESADA ...................................................................................... 43 
2.2.2 LASTRABARRENAS .................................................................................... 44 
2.3 LITOLOGÍA ..................................................................................................... 45 
2.3.1 LUTITA ......................................................................................................... 46 
2.3.2 ARENISCAS ................................................................................................. 46 
2.3.3 CARBONATOS ............................................................................................ 48 
 
 CAPÍTULO 3 
CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS .................................................... 49 
3.1 MÉTODOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS ................................................ 49 
3.2 OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN .............................................................. 50 
3.3 RENDIMIENTO ............................................................................................... 50 
3.4 DIRECCIONAL ................................................................................................ 50 
3.5 ECONOMÍA ..................................................................................................... 51 
 
 
3.6 ÉNFASIS EN LOS COSTOS ........................................................................... 51 
3.7 ANÁLISIS HISTÓRICOS ................................................................................. 51 
3.8 COEFICIENTE DE PENETRACIÓN TÍPICO ................................................... 52 
3.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN ........................................................................ 52 
3.10 ENERGÍA HIDRÁULICA................................................................................ 53 
3.11 RESTRICCIONES EN LA PERFORACIÓN ................................................. 53 
3.12 LIMITACIONES DE PESO SOBRE LA BARRENA ....................................... 53 
3.13 ESCALAS EN REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) ............................... 53 
3.14 FORMACIONES NODULARES .................................................................... 54 
3.15 AMPLIACIÓN ................................................................................................ 54 
3.16 POZOS PROFUNDOS .................................................................................. 54 
3.17 POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO ............................................................ 54 
3.18 APLICACIÓN CON MOTOR ......................................................................... 55 
3.19 ATRIBUTOS DEL MEDIO AMBIENTE .......................................................... 55 
3.20 TIPO DE ROCA ............................................................................................. 56 
3.21 CRITERIOS LITOLÓGICOS .......................................................................... 56 
3.22 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS ............................................................56 
3.23 DE TRANSICIÓN .......................................................................................... 56 
3.24 HOMOGENEIDAD ........................................................................................ 56 
3.25 INTERESTRATIFICACIÓN ........................................................................... 57 
3.26 TENDENCIAS A LA DESVIACIÓN ............................................................... 57 
3.27 VIBRACIÓN ................................................................................................... 57 
3.28 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS ......................... 58 
 
 
 
 
 CAPÍTULO 4 
CASO DE APLICACIÓN ....................................................................................... 59 
4.1 INFORMACIÓN PRELIMINAR PARA LA SELECCIÓN DE BARRENAS ........ 59 
4.2 LOCALIZACIÓN DEL POZO AH ..................................................................... 59 
4.3 FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA .............................................................. 60 
4.3.1 ÚBICACIÓN FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA ...................................... 60 
4.3.2 INFORMACIÓN DE POZOS ........................................................................ 62 
4.3.3 COBERTURA SÍSMICA ............................................................................... 64 
4.3.4 ESTUDIOS MAGNETOMÉTRICOS ............................................................. 66 
4.3.5 GRAVIMETRÍA ............................................................................................. 67 
4.3.6 MARCO CONVENCIONAL .......................................................................... 68 
4.3.7 ELEMENTOS TECTÓNICOS ....................................................................... 70 
4.4 FORMACIÓN CHICONTEPEC ....................................................................... 72 
4.5 DESCRIPCIÓN GENERAL DEL POZO AH .................................................... 76 
4.6 INFORMACIÓN DE POZOS VECINOS .......................................................... 79 
4.7 REGISTRO DE BARRENAS ........................................................................... 79 
4.8 SELECCIÓN EN FUNCIÓN DE LA FORMACIÓN PERFORADA EN POZOS 
VECINOS .............................................................................................................. 84 
4.9 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS DE POZOS 
VECINOS .............................................................................................................. 85 
4.10 PERFIL DIRECCIONAL ................................................................................ 85 
4.11 POZO AT ....................................................................................................... 88 
4.12 ESPECIFICACIONES DE LAS BARRENAS A USARSE .............................. 91 
4.13 HIDRÁULICA ............................................................................................... 100 
4.14 ANÁLISIS DE RENDIMIENTO DE CADA BARRENA. ................................ 102 
 
 
 
 CONCLUSIONES 
RECOMENDACIONES 
ANEXO 
1 POZO AH 
2 POZO AT, POZO VECINO 
BIBLIOGRAFÍA 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
CAPÍTULO 1 
CONCEPTOS GENERALES 
Figura 1 Cuencas petroleras de México .................................................................. 3 
Figura 2 Columna estratigráfica del Noreste de México .......................................... 4 
Figura 3 Columna estratigráfica del Sureste de México .......................................... 5 
Figura 4 Tipos de barrenas ..................................................................................... 6 
Figura 5 Partes de una barrena con cortadores PDC ............................................. 7 
Figura 6 Partes de una barrena tricónica ................................................................ 8 
Figura 7 Partes de una barrena tricónica ............................................................... 8 
Figura 8 Clasificación de las barrenas tricónicas .................................................... 9 
Figura 9 Clasificación de las barrenas tricónicas .................................................. 10 
Figura 10 Formación del corte ............................................................................... 11 
Figura 11 Remoción del corte ............................................................................... 11 
Figura 12 Movimiento del corte dependiendo el tipo de barrena ........................... 12 
Figura 13 Tipos de cojinetes ................................................................................. 13 
Figura 14 Almacén de grasa ................................................................................. 14 
Figura 15 Ubicación de los cortadores dependiendo de su forma ......................... 18 
Figura 16 Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de 
corte ...................................................................................................................... 19 
Figura 17 Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de 
corte ...................................................................................................................... 19 
Figura 18 Tipos de perfiles de barrenas de cortadores fijos .................................. 20 
Figura 19 Tamaño del diámetro ............................................................................ 21 
Figura 20 Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas ................ 24 
 
 
Figura 21 Desgaste de una barrena con uno o más conos que muestran fisuras, 
pero estos permanecen en su lugar. Es causado por la aplicación excesiva de 
peso, tiempo, impactos, fatiga térmica sobre la barrena, o por el ambiente de 
perforación ............................................................................................................ 25 
Figura 22 Pruebas en barrenas ............................................................................. 26 
Figura 23 Desgaste en cortador PDC ................................................................... 26 
Figura 24 Desgaste en cortador PDC. Se caracteriza por la obstrucción de uno o 
más canales de flujo que disminuye o impide el flujo de lodo. Que es causada por 
el tipo de formación, barrena con muchas aletas, no tener un buen diseño 
hidráulico, presentar intercalaciones litológicas, alto WOB, o baja tasa de flujo. .. 27 
Figura 25 Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas tricónicas ........................ 28 
Figura 26 Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas de cortadores PDC ......... 29 
Figura 27 Ejemplo de hoja técnica de la barrena .................................................. 31 
 
CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL 
RENDIMIENTO DE LA BARRENA 
Figura 28 Clasificación de rocas detríticas ............................................................ 47 
 
CAPÍTULO 3 
CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS 
Figura 29 Pozo direccional .................................................................................... 51 
Figura 30 Vibración en la sarta de perforación ...................................................... 57 
 
CAPÍTULO 4 
CASO DE APLICACIÓN 
Figura 31 Diagrama mecánico del pozo ................................................................ 78 
 
 
Figura 32 Barrena de 26 pulgadas GTX-CG1 a 300 pies ...................................... 91 
Figura 33 Barrena de 16 pulgadas GTX-C1 a 500 pies ........................................ 92 
Figura 34 Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies ...................................... 93 
Figura 35 Barrena de 16 pulgadas HCD605 a 5757 pies ...................................... 93 
Figura 36 Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies ............................... 94 
Figura 37 Barrena de 12 ¼ pulgadas HCD605X a 7762 pies ............................... 95 
Figura 38Barrena Tricónica de 12 ¼ pulgadas MXL-CS20DX1 .......................... 96 
Figura 39 Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies .................................. 97 
Figura 40 Barrena de 12 ¼ pulgadas HC604S a 9308 pies .................................. 97 
Figura 41 Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies ............................... 98 
Figura 42 Barrena de 8 ½ pulgadas HCM506Z a 10785 pies ............................... 99 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE TABLAS 
CAPÍTULO 1 
CONCEPTOS GENERALES 
Tabla 1 Escala de dureza de Mohs ......................................................................... 2 
Tabla 2 Código IADC para barrenas Tricónicas .................................................... 16 
Tabla 3 Clasificación IADC para barrenas PDC .................................................... 23 
 
CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL 
RENDIMIENTO DE LA BARRENA 
Tabla 4 Clasificación de rocas sedimentarias detríticas ........................................ 47 
 
 
CAPÍTULO 4 
CASO DE APLICACIÓN 
Tabla 5 Contiene información general para la cuenca Tampico-Misantla ............. 62 
Tabla 6 Bitácora de la perforación ......................................................................... 83 
Tabla 7 Hidráulica de la barrena 12 ¼ pulgadas a 8363 pies…………..…….…..100 
Tabla 8 Hidráulica de una barrena 8 ½ pulgadas a 10785 pies .......................... 101 
 
ANEXO 
Tabla 9 Geología estimada 
 
 
 
 
ÍNDICE GRÁFICAS 
CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL 
RENDIMIENTO DE LA BARRENA 
Gráfica 1 Comportamiento del costo en función a los pies perforados ................. 33 
Gráfica 2 Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular ................... 36 
Gráfica 3 Respuesta típica de ROP al cambio de peso sobre la barrena ............. 38 
Gráfica 4 Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación ....... 39 
Gráfica 5 Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo………...….41 
Gráfica 6 Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada ........... 42 
Gráfica 7 Vista de pozos vecinos en plano de cuadrícula………………..…………84 
Gráfica 8 Vista en planta de pozo en cuadrícula ................................................... 86 
Gráfica 9 Perfil de pozo ......................................................................................... 87 
Gráfica 10 Comparación en la velocidad de perforación ....................................... 88 
Gráfica 11 Tiempo de Perforación ......................................................................... 89 
Gráfica 12 Presentación por días .......................................................................... 90 
 
ANEXO 
Gráfica 13 Descripción Geológica del pozo AH 
Gráfica 14 Descripción Litológica del pozo AH 
Gráfica 15 Descripción Litológica del pozo AH 
Gráfica 16 Descripción Litológica del pozo AH 
Gráfica 17 Descripción Litológica del pozo AH 
Gráfica 18 Descripción Litológica del pozo AH 
Gráfica 19 Descripción Litológica del pozo AH 
 
 
Gráfica 20 Descripción Geológica del pozo AT 
Gráfica 21 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 22 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 23 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 24 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 25 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 26 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 27 Descripción Litológica del pozo AT 
Gráfica 28 Descripción Litológica del pozo AT 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE MAPAS 
CAPÍTULO 4 
CASO DE APLICACIÓN 
Mapa 1 Pozo AH localizado en Google Earth ....................................................... 60 
Mapa 2 Ubicación cuenca Tampico-Misantla ........................................................ 61 
Mapa 3 Localización de pozos .............................................................................. 63 
Mapa 4 Línea sísmica 2D ...................................................................................... 64 
Mapa 5 Cubos sísmicos 3D................................................................................... 65 
Mapa 6 Anomalía magnética de la zona Tampico Misantla .................................. 66 
Mapa 7 Corrección por aire libre Tampico-Misantla…………………..…..……..…..67 
Mapa 8 Golfo de México –corteza ......................................................................... 68 
Mapa 9 Recursos convencionales - Tampico Misantla ......................................... 69 
Mapa 10 Discretización de gravedad API ............................................................. 70 
Mapa 11 Elementos tectónicos ............................................................................. 72 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RESUMEN 
En éste documento se tratarán conceptos generales de mineralogía, propiedades 
mecánicas de las rocas, así como también se menciona la clasificación IADC para 
barrenas tricónicas, para cortadores fijos y sus respectivas especificaciones. 
A fin de conocer los conceptos y parámetros de perforación que influyen en el 
rendimiento de la barrena tomando en cuenta los criterios para la selección de 
barrenas que se usan en el caso de aplicación. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ABSTRACT 
This document will deal with general concepts of mineralogy, mechanical 
properties of rocks, as well as the IADC classification for tricone augers, for fixed 
cutters and their respective specifications. In order to know the concepts and 
parameters of drilling that influence the performance of the drill auger taking into 
account the criteria for the selection of drill bits that are used in the case of 
application. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
OBJETIVO 
Seleccionar la barrena adecuada a fin de perforar la formación y analizar un gran 
número de variables que interactúan entre sí, evaluando el desgaste y el 
rendimiento de las barrenas elegidas. 
Así como también conocer la columna litológica de la formación a perforar. 
Se analizan las diferentes formaciones a fin de tomar en cuenta las limitaciones en 
la perforación y la selección de barrenas. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
INTRODUCCIÓN 
En el mundo la historia de la perforación es importante: 
Período de origen, 1888 a 1928. 
El equipo rudimentario constaba de torres de madera. 
Surge el principio de la perforación rotatoria. 
Surgen las primeras barrenas de conos por la empresa Sharp & Hughes en1908. 
Se desarrollan los diseños de tuberías de revestimiento (tr) y las cementaciones 
por la empresa Halliburton en 1904. 
Se utilizan las primeras bombas de lodos en 1910. 
Se establecen los fluidos de perforación por la National Lead Co. En 1914. 
Se perfora el pozo La Pez No. 1 en México en el año de 1904. 
Periodo de desarrollo 1928 a 1935. 
Se comienza a utilizar equipos de perforación con mayor potencia. 
Se desarrollan diseños de barrenas más efectivos. 
En 1935 se fabrican las primeras barrenas con carburo de tungsteno en Alemania. 
Se llevan a cabo prácticas de cementaciones mejoradas. 
Surge el uso de la bentonita en los fluidos de perforación en el año de 1935.
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HERNÁNDEZ TOVAR ADRIANA 
1 
 
CAPÍTULO 1 
CONCEPTOS GENERALES 
 
1.1 MINERALOGÍA 
Se encarga del estudio de los minerales (sólidos cristalinos homogéneos) que 
componen las rocas, analizar sus propiedades físicas y químicas, su composición 
y su origen. 
Para la selección de barrenas se debe valorar la abrasividad de la roca. 
Se considera que existe abrasividad si la roca está compuesta por minerales con 
dureza mayor de seis según la escala de dureza de Mohs. Ésta aumenta 
dependiendo de la compresibilidad en la roca e influyen en la abrasividad 
presentada por ésta. 
 
1.2 PROPIEDADES MECÁNICAS DE LAS ROCAS 
La mecánicade rocas estudia las propiedades físicas de la roca y la forma en la 
que éstas responden a modificaciones debidas a operaciones como la 
perforación. 
Dentro de las propiedades físicas más comunes se tiene: fractura, 
foliación, dureza, elasticidad, densidad, esfuerzos no confinados y esfuerzos 
confinados. 
Fractura: Separación bajo presión, implica debilidad en la roca o material no 
consolidado que favorece deslizamientos, derrumbes, y caída de bloques. 
Foliación: Tendencia de las rocas a fracturarse a lo largo de superficies paralelas 
muy próximas. Estas superficies suelen estar oblicuas con respecto a los planos 
de estratificación de la roca. 
Dureza: Resistencia de un mineral a la abrasión y el rayado. La dureza de cada 
especie mineral es constante y puede ser referida o comparada con la escala 
de dureza de Mohs. 
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2 
 
 
Tabla 1. Escala de dureza de Mohs 
 
Elasticidad: Es la habilidad a fin de resistir y recuperarse de las deformaciones 
producidas debido a fuerzas. Es una propiedad se relaciona con la cohesión entre 
minerales. 
Peso específico o densidad de la roca: Es la masa sobre la unidad de volumen 
de los minerales o rocas y depende de los átomos que lo constituyen, por lo que 
minerales con la misma fórmula química tienen diferentes pesos específicos. 
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3 
 
El patrón para calcular las densidades de los fluidos y sólidos, es la unidad del 
agua 1 cm3 agua= 1 gm/cm3, y el patrón para calcular las densidades de los gases 
es la unidad del aire 1 m3 aire= 1.293 kg/m3. 
Esfuerzos no confinados o esfuerzo uniaxial, se define como la fuerza 
compresiva de una muestra de roca medida bajo condiciones atmosféricas. 
Esfuerzos confinados o esfuerzo triaxial es la fuerza real de la roca bajo 
condiciones del yacimiento antes de que la roca sea perforada o expuesta a 
la columna de fluido en el pozo. 
 
 
Figura 1. Cuencas petroleras de México 
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4 
 
 
Figura 2. Columna estratigráfica del Noreste de México 
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5 
 
 
Figura 3. Columna estratigráfica del Sureste de México 
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6 
 
1.3 DEFINICIÓN DE BARRENA 
La barrena es el primer elemento de la sarta de perforación, la cual tiene la 
función del contacto y penetración de que se perfora la formación y es la 
encargada de cortar, romper y/o triturar la roca mediante movimientos giratorios. 
 
1.4 CLASIFICACIÓN DE BARRENAS 
 
 
Figura 4. Tipos de barrenas 
 
Aunque las barrenas son capaces de perforar cualquier tipo de formación, la 
velocidad de perforación y el desgaste que sufren es diferente dado que 
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7 
 
depende del tipo de barrena seleccionada. Dentro de cada tipo existen 
características diferentes, por esto, es necesario tener una idea de cada una de 
ellas para efectuar una selección adecuada. 
En la ingeniería de perforación, las barrenas se clasifican en tricónicas y de 
diamante policristalino compacto (PDC). A continuación se hace una 
clasificación, descripción y análisis de cada una: 
 
 
Figura 5. Partes de una barrena con cortadores PDC 
 
1.4.1 BARRENAS TRICÓNICAS 
Las barrenas tricónicas, poseen conos de metal que contienen insertos o 
dientes maquilados que giran en forma independiente sobre su propio eje, al 
mismo tiempo que la barrena rota en el fondo del pozo. 
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8 
 
 
Figura 6. Partes de una barrena tricónica 
 
Figura 7. Partes de una barrena tricónica 
Cada uno de los conos cuenta con una estructura cortante (dientes de acero 
resistentes al desgaste, o insertos de carburo de tungsteno) que cortan y trituran, 
o penetran y rompen la roca, dependiendo de la formación. 
 
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9 
 
Los principales componentes de los conos de una barrena tricónica son: 
 Estructura cortadora. 
 Cojinete. 
 Sello. 
 Almacén de la grasa. 
Existen dos tipos de barrenas de acuerdo a la estructura cortadora: Barrenas de 
dientes de acero, donde los dientes son fundidos y forjados del mismo cuerpo del 
cono con bordes de compuestos de carburo resistentes al desgaste y 
Barrenas con insertos de carburo de tungsteno en los cuales los insertos 
son formados por separado y colocados a presión en la superficie de los conos. 
Las barrenas tricónicas con dientes de acero se utilizan en formaciones 
blandas con baja resistencia a la compresión. Las que poseen insertos se 
utilizan para perforar formaciones que van de semiduras a duras semiabrasivas y 
duras abrasivas. 
 
Figura 8. Clasificación de las barrenas tricónicas 
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10 
 
 
Figura 9. Clasificación de las barrenas tricónicas 
 
1.4.2 MECANISMOS DE CORTE DE LAS BARRENAS TRICÓNICAS 
Los elementos de corte de las barrenas tricónicas corresponden a hileras de 
dientes alrededor de cada cono que se entrelazan sin tocarse con las de los 
conos adyacentes a manera de engranes. 
Este tipo de barrenas, remueve la roca raspándola o triturándola. Los conos giran 
y realizan una acción de trituración. A medida que los conos se apartan del 
movimiento giratorio real, las estructuras cortantes penetran y raspan más. 
El desplazamiento o excentricidad del cono y la forma del mismo provocan que 
los conos dejen de girar periódicamente a medida que gira la barrena. 
Como resultado, las estructuras cortantes se deslizan en el fondo del pozo 
y raspan la formación. Los ángulos de desplazamiento varían de 5° para 
formaciones blandas, a 0º para formaciones duras. Las barrenas para 
formaciones blandas utilizan estructuras de corte más largas con ángulos de 
desplazamiento en los conos que reducen el movimiento de rotación, los 
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HERNÁNDEZ TOVAR ADRIANA 
 
11 
 
cortadores cortos en los conos que giran más, provocan una acción 
de trituración en las formaciones duras. 
 
 
Figura 10. Formación del corte 
 
Figura 11. Remoción del corte 
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12 
 
 
Figura 12. Movimiento del corte dependiendo el tipo de barrena 
 
1.4.3 COJINETE Y SELLO 
Los cojinetes son estructuras que funcionan como un eje alrededor de los 
cuales giran los conos. Estos elementos son diseñados tomando en cuenta la 
velocidad de rotación (RPM) y el peso sobre la barrena (WOB). El sello 
generalmente es un elastómero el cual no permite el contacto entre el fluido de 
perforación y la parte interna del cono. Generalmente cuenta con partes 
reforzadas de diferente material para poder resistir el desgaste producido por la 
rotación del cono. 
Dentro del cono se encuentra un sistema de retención formado por balineras, las 
cuales evitan que el cono se salga de la parte superior de la barrena. Estas 
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13 
 
balineras son ingresadas al momento de ensamblar la barrena. Existen varios 
tipos de cojinetes. Estos pueden ser: 
 Cojinete de Rodillos: Los cojinetes de rodillos soportan grandes pesos 
sobre barrena y bajas revoluciones por minuto puesto que las cargas se 
distribuyen de manera puntual en los rodillos. Estos cojinetes se utilizan 
en tamaños de barrenas superiores a 12 ¼14. 
 Cojinete de Fricción: Los cojinetes de fricción soportan altas revolucionespor 
minuto y bajos pesos sobre la barrena debido a que las cargas se 
distribuyen de manera uniforme en la superficie del cojinete. 
 
Figura 13. Tipos de cojinetes 
 
1.4.4 ALMACÉN DE GRASA 
Permite almacenar la grasa que sirve como lubricante al cojinete y al sistema 
interno del cono. El objetivo de éste almacén es proveer lubricante en el interior 
del cono, el cual se mueve dentro de la barrena por diferencial de presión. Cuando 
existe un cambio de presión dentro de la barrena, se acciona un sello interno 
que permite el desplazamiento de la grasa. 
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14 
 
Físicamente, el almacén de grasa se encuentra en la parte inferior de la 
pierna de la barrena junto con el compensador de presión conectado por un 
canal hacia el cojinete. 
 
Figura 14. Almacén de grasa 
 
1.4.5 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS TRICÓNICAS 
La asociación internacional de contratistas de perforación (por sus siglas en 
inglés, IADC), proporciona un método de clasificación de las barrenas tricónicas, 
con el cual se nombra de una manera estándar cada barrena. El sistema 
de clasificación permite hacer comparaciones entre los tipos de barrenas 
que ofrecen los fabricantes. 
La clasificación se basa en un código de tres caracteres numéricos. 
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15 
 
Primer Carácter (serie de la estructura cortadora 1-8), los caracteres de esta 
serie indican la dureza de la formación, así como también el tipo de 
estructura de corte la barrena, ya sea dientes o insertos. Las series del 1 al 3, 
indican qué barrena tiene dientes de acero. La serie del 4 al 8, indica que la 
barrena tiene insertos de carburo de tungsteno (TCI). Se considera que en la 
serie 1 la formación es blanda, aumentando hasta la serie 8, en donde la 
formación es dura. 
El segundo carácter (tipos de estructura cortadora), presenta una clasificación de 
dureza dentro de la dureza definida anteriormente. Cada serie se divide en cuatro 
tipos en la mayoría de los casos. El 1 indica que es una formación muy blanda, 
hasta el 4 que indica una formación muy dura. 
Tercer carácter (cojinete/ diámetro), éste carácter indica una descripción 
interna y externa de la barrena. Hace referencia al diseño del cojinete y a 
la protección del calibre. Está dividido en siete categorías: 
1. Cojinete de rodillo estándar no sellado 
2. Cojinete de rodillo enfriado con aire 
3. Cojinete de rodillo con diámetro protegido 
4. Cojinete de rodillo sellado 
5. Cojinete de rodillo sellado con diámetro protegido 
6. Cojinete de fricción sellado 
7. Cojinete de fricción sellado con calibre protegido 
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16 
 
 
Tabla 2. Código IADC para barrenas Tricónicas 
 
 
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17 
 
1.4.6 BARRENAS DE CORTADORES FIJOS 
A diferencia de las Tricónicas no cuentan con partes móviles. Estas cuentan con 
cortadores planos en forma de pastilla montados sobre aletas fabricadas del 
mismo cuerpo de la barrena. Este tipo de barrenas es altamente efectivo para 
trabajar durante una gran cantidad de horas. 
Existen varios tipos de barrenas de cortadores fijos; la mayoría están 
formadas por cuerpos de carburo de tungsteno con cortadores de diamante 
policristalino compacto (PDC). Aunque también existen las de cuerpo de 
acero con cortadores de PDC y las barrenas de cuerpo de carburo de 
tungsteno y PDC con cortadores de diamantes naturales ó impregnados. 
Las barrenas de diamante natural é impregnadas son aptas para formaciones 
semiduras y extremadamente duras, cuya abrasividad es mediana 
ó extremadamente alta. 
Las barrenas PDC son más adecuadas para formaciones que van de blandas a 
duras, de baja a alta abrasividad. 
Las híbridas combinan la tecnología del PDC y del diamante natural dependiendo 
de la forma de la barrena, la ubicación de sus cortadores será la que a 
continuación se esquematiza: 
C -Cone (Cono) 
G -Gauge (Calibre) 
T -Taper (Flanco) 
S -Shoulder (Hombro) 
N –Nose (Nariz) 
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18 
 
 
Figura 15. Ubicación de los cortadores dependiendo de su forma 
 
1.4.7 MECANISMOS DE CORTE 
La barrena PDC es un dispositivo mecánico que se diseña para transmitir energía 
a fin de perforar cizallando la roca. La perforación es rápida por lo que se 
requiere menos energía que la usada por las barrenas que necesitan grandes 
cargas y que ocasionan fallas por compresión en la formación. 
Las barrenas de diamante natural y las impregnadas de diamante perforan 
lentamente pulverizando la roca, lo que hace que ambas requieran una 
gran carga sobre la barrena y altos esfuerzos de torsión (torque). Estas 
barrenas deben ser operadas a altas RPM para que su funcionamiento sea 
óptimo. 
En cuanto a las híbridas, éstas combinan los insertos impregnados de 
diamante natural con los PDC. Cuando las barrenas híbridas son nuevas, los 
insertos impregnados de diamante no hacen contacto con la formación y las 
barrenas se desempeñan como barrenas PDC. A medida que los cortadores PDC 
se desgastan con la formación dura, los insertos de diamante penetran en la 
formación. 
 
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19 
 
 
Figura 16. Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de 
corte 
 
Figura 17. Tipos de barrenas de cortadores fijos que se usan en el mecanismo de 
corte 
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20 
 
1.5 PERFIL DE LA BARRENA 
El perfil de la barrena se refiere a qué tan altos o bajos están los cortadores de la 
nariz con respecto al diámetro. A diferencia de las barrenas de conos, las 
cuales cuentan con perfiles muy similares, las barrenas de cortadores fijos 
cuentan con cuatro tipos principales. Cada uno de estos se usa para 
obtener cierto resultado durante la perforación y se selecciona con cuidado. 
Las barrenas con perfil parabólico largo y medio se usan principalmente 
en pozos verticales, mientras que las barrenas con perfil parabólico corto y 
plano se usan con mayor frecuencia en la perforación de pozos direccionales. 
 
 
Figura 18. Tipos de perfiles de barrenas de cortadores fijos 
 
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21 
 
1.6 DIÁMETRO DE BARRENA 
En una barrena, el diámetro se refiere a la parte más baja de la aleta y se 
encarga de darle estabilidad a las aletas. Existen diferentes tamaños para el 
diámetro, lo que depende de su uso (tipo de pozo a perforar) y tamaño de la 
misma, dado que mientras mayor sea el diámetro de la barrena mayor es la 
longitud del diámetro. 
En esta zona de la barrena es posible la localización de cortadores PDC y/o 
de protección adicional formada por pastillas PDC adheridas al costado del 
diámetro. Estas características dependen de la aplicación a la que se 
somete. 
Las barrenas de diámetros muy largos se usan principalmente en pozos verticales 
y las de calibres cortos en pozos direccionales, aunque esto no es una regla, ya 
que se tiene que observar en conjunto con esta característica el perfil de la 
barrena. 
 
Figura 19. Tamaño del diámetro 
 
 
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22 
 
1.7 CLASIFICACIÓN IADC PARA BARRENAS DE CORTADORES FIJOS 
Se usa un código igual que para el de las barrenas tricónicas, decuatro caracteres 
para clasificar las barrenas, el primero alfabético y los tres restantes numéricos. 
Primer carácter (tipo de cuerpo de la barrena), se indica el material en que se 
fabrica la barrena. Con una M si es de matriz, y con una S si es de acero. 
 
Segundo carácter (dureza de la formación), presenta la dureza de la formación. La 
dureza va desde el 1 indica que es una formación blanda, hasta el 7 que indica 
que se trata de una formación dura. 
 
Tercer carácter (tamaño y tipo de cortador), indica el tipo de cortador y el diámetro 
de las pastillas PDC. Esta va de dureza de formación blanda a media. De la 
dureza de formación media-dura a extremadamente dura ya no se usa la 
pastilla PDC. 
Cuarto carácter (perfil de la barrena), indica el perfil de la barrena. Se usa el 1 
para perfil plano, hasta el 4 que es el perfil parabólico largo. 
 
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23 
 
 
Tabla 3. Clasificación IADC para barrenas PDC 
 
 
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24 
 
 
Figura 20. Código IADC para la clasificación del desgaste de barrenas 
 
1.8 HOJA TÉCNICA PARA BARRENAS TRICÓNICAS Y PDC 
Se reporta el estado de la barrena después de usarse y es posible analizar el 
desempeño de la barrena, su razón de salida y tipo de daño recibido. 
Sirve para comprender mejor la litología del lugar, dado que no todas las 
formaciones generan el mismo tipo de daño a los cortadores; de igual manera 
nos indica si la selección de la barrena fue la indicada, dado que un desgaste 
pequeño o nulo indica que la selección es la correcta, mientras que un desgaste 
moderado o alto indica que se realizó una mala selección. Esto se debe 
comparar con los parámetros que se usan durante la perforación a fin de 
descartar que estos exceden los marcados en la hoja técnica de la barrena. 
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25 
 
Existen dos tipos de hojas de desgaste, una para barrenas PDC y otra para 
tricónicas. Aunque son similares, la hoja de desgaste para barrenas tricónicas 
presenta la opción de reporte de desgaste de los baleros o sellos para cada uno 
de sus conos. 
La opción anterior no se toma en cuenta en la hoja de desgaste, aunque 
por lo general cuenta con un espacio en lugar de tres. En este espacio debe 
ponerse una X. Para ambos casos, tiene que reportarse el valor del desgaste 
en las hileras interiores y exteriores, así como su característica (dientes 
gastados, cortadores rotos, cortadores astillados, etc.) y localización del 
desgaste (nariz, hombro, etc.). 
Se reporta también el estado del diámetro, si existen otras características de 
desgaste y su razón de salida, cualquiera que esta sea (terminar la etapa, toma de 
registros, poca tasa de penetración, etc.). 
 
Figura 21. Desgaste en una barrena con uno o más conos que muestran fisuras, 
pero éstos permanecen en su lugar. Es causado por la aplicación excesiva de 
peso, tiempo, impactos, fatiga térmica sobre la barrena, o por el ambiente de 
perforación. 
 
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Figura 22. Pruebas en barrenas 
 
Figura 23. Desgaste en cortador PDC 
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Figura 24. Desgaste en cortador PDC. Se caracteriza por la obstrucción de uno o 
más canales de flujo que disminuye o impide el flujo de lodo. Que es causada por 
el tipo de formación, barrena con muchas aletas, no tener un buen diseño 
hidráulico, presentar intercalaciones litológicas, alto WOB, o baja tasa de flujo. 
 
En la siguiente figura se indica como ejemplo dos hojas de desgaste, la primera 
para tricónicas y la segunda para cortadores PDC. 
 
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Figura 25. Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas tricónicas 
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Figura 26. Ejemplo de hoja de desgaste para barrenas de cortadores PDC 
 
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30 
 
1.9 HOJA TÉCNICA DE LA BARRENA 
Es un documento en el cual se indica la información que se adiciona por el 
fabricante respecto a las características, diseño, así como los parámetros 
operativos que es capaz de soportar. 
Dentro de las características de diseño se encuentran: Número de cortadores, 
tamaño de los cortadores, número de aletas, tipo de rosca, número de toberas, 
longitud del diámetro, longitud total y longitud del cuello para pesca. 
Dentro de los parámetros operativos a los que se puede someter se 
encuentran: el peso máximo sobre la barrena, la cantidad de revoluciones por 
minuto, galones por minuto y potencia hidráulica a la que puede manejar. 
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31 
 
 
Figura 27. Ejemplo de hoja técnica de la barrena. 
 
 
 
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32 
 
1.10 TIEMPO DE OPERACIÓN DE LA BARRENA 
Es estimado principalmente por la relación de penetración esperada, tipo de 
litología que se espera encontrar y la profundidad final en cada etapa. 
En principio es posible suponer que la litología, mientras mayor sea su 
dureza (arenas o calizas) mayor es el tiempo de perforación, por lo que 
disminuye la relación de penetración, esto sin tomar en cuenta la longitud 
del intervalo a perforar. Este último aspecto se combina con la litología y puede 
llegar a ser muy importante en el momento de hacer una predicción del tiempo 
de operación, dado que mientras mayor sea el intervalo a perforar y la formación 
es más dura influye en el desgaste de la barrena, por lo que se tiene una 
tendencia a disminuir la relación de penetración. 
Tomando en cuenta que en este punto solo se tiene información del estado 
mecánico, el tiempo de operación de la barrena puede ser calculado: 
 
Donde: 
To: Tiempo de Operación de la barrena [horas] 
L: Longitud del intervalo a perforar [m] 
ROP: Tasa de penetración [m/hrs] 
 
 
 
 
 
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33 
 
CAPÍTULO 2 
CONCEPTOS Y PARÁMETROS DE PERFORACIÓN QUE INFLUYEN EN EL 
RENDIMIENTO DE LA BARRENA 
 
2.1 CONDICIONES DE OPERACIÓN 
Existen parámetros y condiciones de logística que pueden influir de diferente 
manera en el rendimiento y costo de la barrena durante la operación. Es 
importante definir estos parámetros y condiciones. Los parámetros de perforación 
se definen como gasto óptimo de operación, peso sobre la barrena, 
revoluciones por minuto, torque y arrastre. Por otro lado, la mala planeación de la 
logística de materiales repercute en el abastecimiento de estos, provocando 
retrasos en la operación. 
Estos parámetros no recaen únicamente en la herramienta que se usa sobre la 
barrena, características geológicas y en la selección misma de la barrena, 
principalmente en cuestiones operativas las cuales, dependen del personal, 
pueden ayudar o perjudicar al rendimiento y comportamiento de la barrena. 
El costo por pie perforado se determina con la siguiente relación: 
 
Gráfica 1. Comportamiento del costo en función a los pies perforados 
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34 
 
 
Donde: 
C: Costo de perforación por pies [$/pies] 
R: Corto operativo del equipo de perforación [$/hrs] 
T: Tiempo de viaje [horas] 
D: Tiempo de perforación [horas] 
B: Costo de la barrena [$] 
T: Pies perforados [pies] 
 
2.1.1 GASTO ÓPTIMO DE OPERACIÓN (GPM) 
Para optimizar el desempeño de la barrena es necesario considerar el gasto de 
lodo que deben producir las bombas.Esta selección es función de las 
características del lodo y sus propiedades, diámetro de las toberas, coeficiente de 
descarga de la barrena y profundidad a perforar. Otro parámetro es el 
comportamiento del flujo y sus caídas de presión en el espacio anular. 
No se debe reducir el gasto mínimo, dado que un gasto bajo puede provocar 
atascamiento y reduce la limpieza del pozo, provocando la disminución en 
la relación de penetración, lo que provoca el costo de operación. 
Se selecciona una relación de flujo y una presión de circulación que permita una 
buena limpieza del pozo y potencia adecuada en la barrena, siempre que no 
exceda la presión máxima permitida en superficie y en el espacio anular es 
necesario: 
 Tener bombas capaces de bombear a la velocidad requerida. 
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35 
 
 Que el gasto no interfiera con el funcionamiento de otras herramientas en 
la sarta (MWD, LWD). 
 Que el gasto optimo sea superior a la velocidad anular crítica mínima. 
 Que el gasto optimo sea inferior a la velocidad anular crítica máxima. 
La velocidad anular crítica se considera al tratar de definir el gasto óptimo, 
dado que es importante evitar la retención de sólidos en el espacio anular, 
debido a que el incremento en la densidad del lodo puede causar pérdidas 
de fluido en la formación. 
Es posible calcular la velocidad anular crítica con la siguiente fórmula: 
 
Donde: 
VC: Velocidad anular crítica [pies/min] 
N: Constante de la ley de potencias para el espacio anular 
W: Densidad del lodo [ppg] 
DIaguajero: Diámetro interno de agujero o de la TR [pulgadas] 
DEtubería: Diámetro extremo de la tubería [pulgadas] 
K: Factor de consistencia para el espacio anular [cp] 
 
Una vez calculada la velocidad anular promedio es posible calcular el gasto crítico 
con la fórmula siguiente: 
 
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36 
 
Donde: 
Q c: Gasto anular crítico [gpm] 
V c: Velocidad anular crítica [pies/min]. 
DI agujero: Diámetro interno de agujero o de la TR [pg] 
DE tubería: Diámetro externo de la tubería [pg]. 
Para calcular los valores de n y k se pueden utilizarlas siguientes fórmulas con la 
ayuda del viscosímetro FANN. 
 
 
 
Gráfica 2. Eficiencia en el transporte de recortes vs velocidad anular. 
 
 
 
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37 
 
2.1.2 PESO SOBRE LA BARRENA (WOB) 
 
Es aquel que permite aumentar la relación de penetración dentro de las 
recomendaciones que marca la directriz de la hoja de especificaciones del 
fabricante. Es un factor importante en la perforación de los diferentes 
intervalos, para aumentar o disminuir la relación de penetración, así como 
optimizar la vida de la barrena. Las exigencias del WOB dependen del tipo y 
dureza de la formación. Cuando aumenta la fuerza compresiva de la formación, 
es importante aumentar el peso aplicado a la barrena y bajar la relación de 
rotación. El WOB no debe aumentarse más de lo que recomiendan las hojas 
técnicas de las barrenas, dado que esto puede romper los elementos de corte 
en las barrenas tricónicas y/o PDC, o en el peor de los casos romper una aleta 
o cono y causar la formación de chatarra en el fondo del pozo. 
Si las rocas en la formación son altamente abrasivas, es necesario mantener o 
reducir ligeramente el WOB y bajar las RPM, dado que esto incrementa el 
desgaste en los dientes de la barrena. 
El WOB debe aumentar a medida que los elementos de corte se desgasten 
para mantener un óptimo ROP y la estabilidad de la barrena aumenta 
generalmente cuando se aumenta el WOB. Esto es porque el 
comportamiento dinámico provoca vibración y la pérdida de calibre. Siempre se 
debe optimizar el WOB a fin de reducir daños en la barrena, causados 
por la vibración. 
A fin de calcular el peso en la barrena es necesario tomar en cuenta si el pozo es 
vertical o direccional, para pozos verticales se tiene: 
 
Donde: 
WOB: Peso sobre la barrena [lbf] 
Ff: Factor de Frotación 
WBHA aire: Peso del BHA en el aire [lb] 
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38 
 
Fs: Factor de seguridad: 1.15 
 
Para calcular el WOB en pozos direccionales tenemos: 
 
Donde: 
WOB: Peso sobre la barrena [lbf] 
Ft: Factor de flotación 
WBHA aire: Peso del BHA en el aire [lb] 
Fs: Factor de seguridad: 1.5 
ᶱ: Ángulo de inclinación del pozo [grados] 
D: Diámetro externo de la tubería de perforación [pg] 
d: Diámetro interno de la tubería de perforación [pg] 
H: Diámetro del agujero [pg] 
 
 
Gráfica 3. Respuesta típica de ROP al cambio de peso sobre la barrena 
 
 
 
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2.1.3 REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) 
Las revoluciones por minuto son el número de vueltas que gira la sarta en 
un minuto. Si se tiene un motor de fondo la cantidad de RPM total 
aumentará. Para calcular el número de revoluciones por minuto totales es 
necesario sumar las vueltas en el equipo superficial y las del motor de fondo. 
 
Donde: 
RPMT: Revoluciones por minuto totales [rpm]. 
RPMS: Revoluciones por minuto del equipo superficial [rpm] 
RPMM: Revoluciones por minuto del motor de fondo [rpm] 
La cantidad de RPM depende de la dureza y abrasión de la formación. Al 
aumentar la fuerza compresiva de la formación es necesario bajar las RPM, 
ya que con RPM más altas es más eficiente la perforación en formaciones 
blandas. Al contrario, un RPM más bajo es eficiente en formaciones duras o 
abrasivas ya que minimiza vibraciones y desgaste de los elementos de corte. 
Algunas formaciones pueden ser considerablemente blandas pero abrasivas. 
Siempre es necesario optimizar las RPM para prevenir vibraciones. 
 
Gráfica 4. Respuesta típica de la ROP al cambio de la velocidad de rotación 
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2.1.4 TORQUE Y ARRASTRE 
El torque puede ser definido de manera simple como la resistencia ejercida por la 
tubería a girar durante la perforación por el contacto de la tubería con la 
pared del pozo. En un pozo con trayectoria direccional el torque aumenta. 
Se dice que se perfora rotando, cuando se utiliza la mesa rotaria para 
imprimirle revoluciones por minuto a la sarta, y se le llama deslizar cuando la sarta 
se encuentra inmóvil mientras se le ajusta la inclinación y el azimut para 
poder direccionar el pozo, utilizando únicamente con uso del gasto de lodo y el 
motor de fondo. 
Un torque excesivo puede limitar la longitud del intervalo horizontal dado que esto 
puede ocasionar daño a las juntas o a las conexiones más débiles de la tubería o 
a las paredes más delgadas de ésta. 
Cuando se perfora rotando es cuando el torque es mayor dado que toda la tubería 
se encuentra en movimiento, al contrario que al estar deslizando, dado que 
es en esta operación cuando el torque es mínimo. 
El aumento del torque se causar por cambios del ángulo del pozo, cambios de 
formación, incremento en el peso sobre la barrena, entre otros. La disminución del 
torque se puede deber a cambios en la formación, cambios en la velocidad 
de rotación, disminución en el peso de la barrena o enderezamiento del 
ángulo del pozo. El aumento en el torque puede provocar un aumento en el 
daño que sufren los cortadores, desprender conos o romper aletas. 
La fórmula con la que se puede calcular el torque es: 
 
Donde: 
Q: Torque [lb-pies] 
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41 
 
J: Momento polar inercial [pg4]= (π/32) (DE 2 -D 12) 
D: Diámetro externo de la tubería [pg] 
Y: Mínima fuerza cedente [psi] 
T: Carga tensional [lb] 
A: Área de las paredes de la tubería [pg 2] 
 
 
Gráfica 5. Variación del Torque con respecto a la inclinación del pozo. 
 
El arrastre es entendido como la fricción que sufre la tubería con la pared 
del pozo. 
Se incrementa en pozos direccionales y es mayor mientras más inclinado sea 
el pozo, siendo el máximo en pozos horizontales. El arrastre mínimo se presenta 
en pozos verticales o en la sección vertical. El aumento en el arrastre puede 
provocar desgaste en el diámetro de la barrena, hombro y pérdida de calibre. 
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42 
 
 
Gráfica 6. Variación del arrastre de la tubería vs profundidad desarrollada. 
 
La ecuación para calcular el arrastre es: 
 
Donde: 
Ff: Arrastre [lb] 
Bf: Factor de flotación 
Ws: Peso en el aire por cada pie de la sección de la tubería [lb/pies] 
DL: Longitud de partida de una sección de la tubería [pies] 
T: Tensión axial [lb] 
DL: Severidad [grados/100 pies] 
LOS: Longitud de la sección desviada [pies] 
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µ: Coeficiente de fricción entre la tubería y el pozo [lb/lb] 
 
2.2 DISEÑO DEL ENSAMBLE DE FONDO 
El BHA constituye la herramienta principal en el control de direccionamiento de los 
pozos, dado que la configuración adecuada de sus componentes permite 
obtener la trayectoria de perforación planificada. Existen muchos elementos 
que conforman el ensamblaje de fondo, como lo son los lastrabarrenas, la 
tubería pesada, estabilizadores y demás accesorios como el MWD, LWD, 
motores, RSS, etc. 
 
2.2.1 TUBERÍA PESADA 
Es la componente intermedia del ensamblaje de fondo, sirve de zona de 
transición entre los lastrabarrenas y la tubería de perforación para minimizar 
los cambios de rigidez entre los componentes de la sarta. En la perforación 
direccional es la encargada de dar estabilidad y ayuda a tener mucho menos 
contactos con la pared del pozo, con lo cual es más fácil direccionarla 
tubería. 
Para calcular la Longitud Mínima de la Tubería Pesada (HWDP) se usa la 
fórmula: 
 
Donde: 
L HWDP: Longitud mínima de la HDWP [pies] 
WOB: Peso sobre la barrena [lbf] 
DF BHA: Factor de diseño para el sobrepeso 
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KB: Factor de flotación 
ᶱ: Ángulo máximo del pozo [grados] 
W DC1: Peso unitario de los lastrabarrenas en la primera sección [lb/pies] 
W DC2: Peso unitario de los lastrabarrenas en la segunda sección [lb/pies] 
W HWDP: Peso unitario de la tubería pesada [lb/pies] 
L DC1: Longitud de la primera sección de lastrabarrenas [pies] 
L DC2: Longitud de la segunda sección de lastrabarrenas [pies] 
 
2.2.2 LASTRABARRENAS 
Son tubos lisos o en espiral de acero o metal no magnético de espesores 
significativos, pesados y rígidos, los cuales sirven de unión entre la barrena y las 
tuberías de perforación. En la perforación direccional se prefieren los de espiral 
debido a que sus ranuras reducen el área de contacto con la pared, reduciendo la 
probabilidad de producir pegaduras. Al colocarse en el fondo de la sarta de 
perforación proporcionan la rigidez y el peso suficiente a fin de producir la 
carga requerida sobre la barrena para una penetración más efectiva de la 
formación. 
Los lastrabarrenas tienen las siguientes funciones: 
 Proporcionar el peso a la barrena. 
 Soportan y dan rigidez a la parte inferior de la sarta de perforación. 
 Sirven de apoyo y estabilizador de la barrena. 
Para calcular la Longitud Mínima de los lastrabarrenas se tiene: 
 
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Y si el pozo es vertical: 
 
Donde: 
WOB: Peso sobre la barrena [lbf] 
DF BHA: Factor de diseño para el sobrepeso 
KB: Factor de flotación 
ᶱ: Ángulo máximo del pozo [grados] 
W DC: Peso unitario de los lastrabarrenas [lb/pies] 
 
2.3 LITOLOGÍA 
Para la selección de barrenas el estudio litológico es un factor determinante dado 
que se consideran las condiciones de operación y características del yacimiento, a 
fin de obtener el mayor rendimiento posible, tanto en velocidad de penetración 
como en el rendimiento específico. Las propiedades litológicas inducen diferentes 
comportamientos a diferentes condiciones así como características de desgaste 
según el tipo de roca que se esté perforando. Si la intercalación de litologías 
distintas y de diferente dureza es grande, provoca un efecto de impacto, esto 
es que cuando la barrena perfora una litología blanda y cambia de manera 
repentina a una más dura, provoca vibración de ésta contra la formación. Si este 
tipo de litología son frecuentes causan daño por astillamiento o cortadores rotos. 
Éstas características litológicas se observan por medio de registros geofísicos 
y en correlación con pozos vecinos, aunque también presenta el estado 
mecánico del pozo a perforar por medio del perfil litológico, estas son 
estimaciones y podrían variar. El perfil litológico indica el tipo de formación, era 
geológica, profundidad, coordenadas en superficie del objetivo, presión y 
temperatura del yacimiento. 
 
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2.3.1 LUTITAS 
Rocas sedimentarias detríticas cuyos componentes tienen un diámetro inferior 
a 1/16 mm. Son de gran importancia en cuanto a la selección de barrenas se 
refiere. Cualquier tipo de barrena es capaz de perforar este tipo de roca, 
provocando un desgaste normal a la estructura de corte, si el intervalo 
esperado de lutita es grande es posible usar barrenas con características que 
generen una mejor relación de penetración (cortadores más grandes, menor 
número de aletas, etc.) y menos consideraciones con el desgaste, como las que 
se usan para otro tipo de formación. 
Incluso las lutitas comprimidas no presentan mucho problema para la 
barrena en el momento de perforar, basta con tener la estructura de 
corte con características para impacto de moderado a bajo y aplicar un 
poco más de peso sobre la barrena. 
 
2.3.2 ARENISCAS 
Rocas sedimentarias detríticas compuestas por un 85 % de granos de cuarzo 
más o menos redondeados de 1/16 mm a 2 mm. En la perforación son 
consideradas como rocas muy abrasivas y más si su contenido de cuarzo es muy 
alto, lo que representa un problema de desgaste en la estructura de corte y 
en el cuerpo de la barrena, provocando pérdida de diámetro. 
 
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Figura 28. Clasificación de rocas detríticas 
 
Tabla 4. Clasificación rocas sedimentarias detríticas 
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Las formaciones con areniscas son abrasivas y no de impacto, aunque por lo 
general son duras debido a la cantidad de sílice que contienen. 
Un alto contenido de areniscas junto con una compresibilidad alta, obliga a 
la selección de barrenas con cortadores especialmente fabricados para 
abrasión. Además es importante saber que una barrena con cuerpo de 
acero sufre mucho mayor desgaste que una con cuerpo de matriz. 
 
2.3.3 CARBONATOS 
Se dividen en calizas y dolomías. Las calizas son rocas carbonatadas que 
contienen por lo menos un 50% de calcita CaCO3. Las dolomías son rocas 
carbonatadas que contienen por lo menos un 50% de carbonato del que al 
menos la mitad se presenta como dolomita (Ca, Mg) (CO3)
2. 
Las formaciones con alto contenido en carbonatos suelen ser duras y poco 
abrasivas provocando ruptura y astillamiento de las estructuras de corte. 
Así como tambiénel sobrecalentamiento de las barrenas si es que no se 
aplica el suficiente peso sobre ellas y comienzan a patinar en el fondo del pozo 
causando una ROP mínima, lo que causa fricción excesiva. Es recomendable 
usar mayor peso y barrenas con cortadores pequeños a fin de que se soporten 
mejor y tengan mayor relación de penetración. 
En pozos donde se presenta una formación con carbonatos, se usan barrenas 
con cuerpo de acero, que combinadas con cortadores pequeños son capaces de 
disminuir el daño a la barrena, por lo que se espera una ROP más 
estable. Las barrenas con cuerpo de matriz son bastante útiles y 
también con una buena combinación entre este tipo de cuerpo y tamaño de los 
cortadores pueden ayudar a la perforación. 
 
 
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CAPÍTULO 3 
CRITERIOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS 
 
Es importante una buena selección de barrenas dado que se genera una 
mayor relación de penetración, a fin de reducir los costos de perforación. 
Existen diferentes métodos para la selección de barrenas y para estimar la 
relación de penetración. De entre las metodologías que se usan en la 
selección de barrenas se tienen las de esfuerzos no confinados y por energía 
específica. 
Muchos modelos, como los de energía específica y el método de Warren 
modificado se han desarrollado y modificado basándose en el concepto de 
esfuerzo no confinado, el cual es inversamente proporcional a la relación de 
penetración, por lo que mientras menor sea el UCS, mayor es la ROP. Muchos de 
estos modelos predicen la ROP al usar diferentes tipos de barrenas 
independientemente del tipo de yacimiento que se trate (aceite o gas). 
Existen diversos parámetros que afectan la relación de penetración, entre 
estos se tiene condiciones de operación, tipo de barrenas, litología, la 
hidráulica y el desgaste de la barrena, entre otros. 
 
3.1 MÉTODOS DE SELECCIÓN DE BARRENAS 
Aunque existen diferentes métodos en la selección de barrenas, el uso del 
método de selección de barrenas por Energía Específica y el de UCS son los 
que se usan con mayor frecuencia. 
El método de UCS (esfuerzo no confinado) calcula la fuerza compresiva de la 
roca, por lo que se debe elegir diferentes características de la barrena 
dependiendo de qué tan grande sea esta. El cálculo de la UCS es importante a fin 
de decidir las características de la barrena, dado sé que usa en la mayoría de 
los métodos. 
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50 
 
En la eficiencia mecánica del método de Energía Específica puede ser 
calculada con el Esfuerzo No Confinado, siendo estos directamente 
proporcionales, por lo que es mayor mientras aumente la fuerza compresiva de la 
formación. Este método no propone directamente las características que debe 
tener la barrena. 
 
3.2 OBJETIVOS DE LA PERFORACIÓN 
Para el proceso de selección es fundamental conocer los objetivos de perforación, 
que incluyen todo tipo de requisitos especiales del personal para perforar el pozo. 
Esta información ayuda a determinar las mejores características de la barrena que 
requiere la aplicación y a concentrar sus esfuerzos en satisfacer las necesidades y 
requisitos de perforación. 
 
3.3 RENDIMIENTO 
Es perforar el pozo en el menor tiempo posible. Esto significa orientar la selección 
de barrenas; se busca principalmente la máxima cantidad de metros en un tiempo 
de rotación aceptable, eliminando así el costoso tiempo del viaje. 
 
3.4 DIRECCIONAL 
El tipo de pozo direccional es un criterio importante cuando se deben de 
seleccionar las características de las barrenas. Estos pozos por lo general tienen 
secciones homogéneas prolongadas que son óptimas para la aplicación con 
barrenas de diamante. La densidad de los cortadores, cantidad de aletas, control 
de la vibración y el calibre de la barrena son parámetros de selección 
fundamentales cuando se estudian las aplicaciones direccionales. 
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Figura 29. Pozo direccional 
 
3.5 ECONOMÍA 
Es un factor fundamental para la aceptación de los diseños con diamante, siempre 
y cuando los análisis de costos así lo determinen; en caso contrario se debe 
seleccionar barrenas tricónicas. 
3.6 ÉNFASIS EN LOS COSTOS 
La barrena debe tener las cualidades n de aplicación de la compañía perforadora 
sin aumentar indebidamente su costo. Una barrena de diamante que pueda volver 
a usarse da lugar a costos más bajos en la perforación. 
 
3.7 ANÁLISIS HISTÓRICOS 
Comienzan con una colección de registros o récords de barrenas e información 
relacionada con el pozo. Un análisis objetivo de los pozos de correlación (pozos 
offset) ofrece la oportunidad de comprender las condiciones en el fondo del pozo, 
las limitaciones de su perforación y en algunos casos la adecuada selección de 
barrenas. 
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Los registros de barrenas representan lo que se perfora en el pozo objetivo. La 
información también debe ser actualizada y reflejar los tipos de barrenas recientes, 
es decir, de menos de dos años de antigüedad, esto no es posible en el caso de 
pozos de exploración o en los pozos de campos más antiguos que no han sido 
perforados recientemente. En estos casos, depende principalmente de la 
información geológica y debe de considerar el primer pozo como una referencia 
para las recomendaciones en aplicaciones futuras. 
 
3.8 COEFICIENTE DE PENETRACIÓN TÍPICO 
Es una indicación de la dureza de la roca, no obstante una selección inadecuada 
de la barrena puede ocultar las características de dureza de la roca. La barrena 
más dura, debido a la densidad de sus cortadores o la proyección de sus dientes, 
tiene un límite superior de coeficiente de penetración determinado por su diseño. 
 
3.9 FLUIDOS DE PERFORACIÓN 
El tipo y calidad del fluido de perforación que se usa en el pozo tiene efecto en el 
rendimiento de la barrena. Los fluidos de perforación base aceite mejoran el 
rendimiento de las estructuras de corte de la barrena PDC; el rendimiento de 
diamante natural y del TSP varía según la litología. 
El fluido de perforación base agua presenta más problemas de limpieza debido en 
gran parte, a la reactividad de las formaciones a la fase acuosa del fluido de 
perforación. Los records pueden determinar la variación y el nivel de efectividad de 
los fluidos de perforación que se usan en el campo. 
 
 
 
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3.10 ENERGÍA HIDRÁULICA 
El régimen de surgencia de la energía hidráulica es un componente integral, 
proporciona la limpieza y enfriamiento a la barrena. Se refiere en términos de 
caballos de fuerza hidráulica por pulgada cuadrada (hydraulic horse power per 
square inch, HSI) de superficie en todas las secciones del fondo del pozo. Los 
regímenes de surgencia insuficientes y el índice de potencia hidráulica (HSI) 
afectan el enfriamiento y pueden provocar daños térmicos en la estructura de los 
cortadores. La falta de la limpieza sólo hace que la barrena se embole, lo que 
provoca un rendimiento deficiente o nulo. 
 
3.11 RESTRICCIONES EN LA PERFORACIÓN 
Existe una variedad de barreras que impiden el acceso como la formación rocosa 
difícil, líneas de servicios bajo la superficie o ecosistemas sensibles. 
 
3.12 LIMITACIONES DE PESO SOBRE LA BARRENA 
Cuando se encuentran situaciones de PSB limitado, una estructura de corte 
eficiente como un PDC tiene posibilidades de ofrecer un mayor ritmo de 
penetración (ROP) que una barrena de conos. 
 
3.13 ESCALAS EN REVOLUCIONES POR MINUTO (RPM) 
La velocidad que el personal técnico espera utilizar en la barrena,indica los 
parámetros de vibración y resistencia al desgaste que se necesitan para mantener 
un desgaste parejo de la barrena y prolongar su duración. Las barrenas de 
diamante se pueden utilizar mejor que las de conos a altas velocidades de 
rotación. 
 
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3.14 FORMACIONES NODULARES 
Las formaciones de pirita y conglomerados se denominan comúnmente 
formaciones nodulares. Por lo general, en este tipo de formaciones no se puede 
utilizar la mayoría de las barrenas de diamante debido al daño por impacto en la 
estructura de sus cortadores. Sin embargo, existen estructuras de corte que 
pueden perforar eficazmente en estas aplicaciones. 
 
3.15 AMPLIACIÓN 
Si se planifica más de dos horas de operación de ampliación, se debe considerar 
seriamente la corrida de una barrena de conos. El ensanche excesivo puede 
dañar la superficie del calibre de una barrena de diamante porque las cargas de la 
barrena se concentran en una superficie pequeña. 
La vibración lateral también se debe considerar. La estructura de corte está 
parcialmente engranada y por lo tanto hay escasas oportunidades para que las 
características del diseño de la barrena puedan funcionar. 
 
3.16 POZOS PROFUNDOS 
Estos pozos pueden resultar en una cantidad desproporcionada de tiempos de 
viaje con respecto al tiempo de perforación. Como resultado, la eficiencia de 
perforación es extremadamente reducida. Se debe considerar una barrena de 
diamante para ofrecer mayor duración de la barrena (menos viajes) y una mejor 
eficiencia general de la perforación. 
3.17 POZOS DE DIÁMETRO REDUCIDO 
Si el pozo tiene menos de 6 ½ pulgadas, se necesita una reducción física del 
tamaño de los cojinetes en todas las barrenas de conos. Estas limitaciones 
requieren una reducción de PSB, que resultará en un mayor coeficiente de 
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55 
 
penetración. Se debe considerar una barrena de diamante para aumentar el 
coeficiente de penetración y para permanecer en el pozo durante periodos 
prolongados. 
 
3.18 APLICACIÓN CON MOTOR 
Algunos motores dentro del pozo funcionan a altas velocidades (a más de 250 
RPM). Las excesivas RPM aumentan la carga térmica en los cojinetes y aceleran 
la falla de la barrena. Se debe considerar una barrena de diamante, que no tiene 
partes móviles, para optimizar las RPM y los objetivos de perforación. 
 
3.19 ATRIBUTOS DEL MEDIO AMBIENTE 
Para lograr una selección de las barrenas en el pozo que se va a perforar es 
necesario analizarlo por secciones que se puedan manejar. El más evidente es el 
diámetro del pozo. Luego se debe subdividir cada sección del pozo en intervalos 
con atributos comunes respecto a su medio ambiente. El rendimiento económico 
es una función del costo operativo, el costo de las barrenas, coeficiente de 
penetración e intervalo perforado. Los atributos del medio ambiente pueden 
dividirse según categorías de parámetros en cuanto al tipo de roca, medio 
ambiente y operativos. 
 
3.20 TIPO DE ROCA 
Si se cuenta con datos precisos sobre las formaciones que debe perforarse en el 
intervalo de interés, se debe seleccionar con más facilidad la estructura óptima de 
corte y la densidad que requiere la aplicación. 
 
 
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3.21 CRITERIOS LITOLÓGICOS 
Se necesita para determinar la mejor selección. Definidos los tipos de rocas se 
asocian más con la mecánica de corte de las barrenas de diamante. Sin embargo, 
para las aplicaciones de diamante quizás sean aún más importantes los tipos 
litológicos desfavorables, que seguramente provocan fallas graves. El tipo de roca 
ayuda a determinar el tipo de corte necesario para vencer su resistencia: corte, 
surcado o molido. 
 
3.22 CARACTERÍSTICAS LITOLÓGICAS 
Para las barrenas de diamante se debe indicar la densidad requerida para los 
cortadores, la configuración hidráulica y estimar la duración de la barrena y su 
coeficiente de penetración. 
 
3.23 DE TRANSICIÓN 
Indica cambios en la dureza de la formación del intervalo principal. Provoca cargas 
disparejas en el perfil de la barrena a través de la transición. Las vibraciones 
axiales, de torsión y laterales son factores en este medio ambiente. La calidad y la 
densidad específica de los cortadores constituyen el criterio de selección. 
 
3.24 HOMOGENEIDAD 
Indica la consistencia de la formación. Existe más flexibilidad de selección como 
menor densidad de los cortadores. Para las barrenas tricónicas sólo basta 
escogerlas de acuerdo con la dureza de la roca. 
 
 
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3.25 INTERESTRATIFICACIÓN 
Esta característica se relaciona con las formaciones de transición e indica cambios 
en la litología del intervalo en estudio. Se debe considerar la selección de tipos 
específicos de cortadores o dientes, así como su calidad y densidad. Fracturados 
o nodulares. Es una situación de alto impacto para la cual no se recomiendan las 
barrenas de diamante. Sin embargo, determinadas estructuras de corte, como las 
barrenas de diamante natural con fijaciones dorsales y las barrenas impregnadas, 
pueden perforar eficazmente estas aplicaciones. 
 
3.26 TENDENCIAS A LA DESVIACIÓN 
Se relaciona con formaciones de buzamiento y perforación de transición. 
 
3.27 VIBRACIÓN 
Es el proceso de perforación que ha demostrado tener una función fundamental en 
el rendimiento y la duración de las barrenas de perforación. La selección de 
diámetro también desempeña una función importante para determinar el nivel de 
control de la vibración de acuerdo con el diseño de la barrena ya sea tricónica o de 
diamante. 
 
Figura 30. Vibración en la sarta de perforación 
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3.28 SELECCIÓN POR MEDIO DE REGISTROS GEOFÍSICOS 
Existen diferentes registros, cada uno diseñado para medir diferentes propiedades 
de las rocas. Algunos de estos registros se usan cuando se evalúa principalmente 
una aplicación en la barrena de diamante. Los registros necesarios son: neutrón 
compensado, rayos gama, sónico y densidad. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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CAPÍTULO 4 
CASO DE APLICACIÓN 
4.1 INFORMACIÓN PRELIMINAR PARA LA SELECCIÓN DE BARRENAS 
En la selección de la barrena adecuada a fin de perforar la formación se deben 
analizar un gran número de variables que interactúan entre sí, por lo que es 
importante conocer lo siguiente: 
Evaluación del desgaste de las barrenas en uso. 
Rendimientos de las barrenas que se obtienen en pozos vecinos. 
Registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen). 
Software especializado en el cálculo y análisis para la selección (hidráulica). 
Propiedades de los fluidos de perforación a emplearse en función de la barrena 
elegida. 
Columna litológica de las formaciones a perforar. 
4.2 LOCALIZACIÓN DEL POZO AH 
Coordenadas: 
20°31'17.03"N 
97°32'4.06"O 
 
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Mapa 1. Pozo AH localizado en Google Earth 
 
4.3 FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA 
4.3.1 ÚBICACIÓN FORMACIÓN TAMPICO MISANTLA 
Se localiza en la porción centro-oriental de la República Mexicana, comprende 
desde el extremo sur del Estado de Tamaulipas hasta la parte central de Veracruz, 
las porciones orientales de los estados de San Luis Potosí, Hidalgo, norte de 
Puebla y occidente del Golfo de México hasta la isobata 200 m. Limita al norte con 
la porción central de la Cuenca de Burgos, al sur con la Cuenca de Veracruz, al 
oeste con el frente del Cinturón Plegado de la Sierra Madre Oriental y al este con 
aguas territoriales en la Provincia de Cordilleras Mexicanas. 
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