Un avance que abre el interrogante sobre el potencial de este tipo de trayectorias y su posible aplicaci贸n en Vaca Muerta.

Recientemente, Parallax Energy, una empresa canadiense de exploraci贸n y producci贸n de petr贸leo y gas, perfor贸 con 茅xito un pozo en U de 7.246 metros en 13,25 d铆as, incluyendo una destacada rama lateral de 4.487 metros completada en una sola corrida de perforaci贸n; todo un r茅cord por la complejidad del dise帽o del pozo y los desaf铆os tecnol贸gicos.

La perforaci贸n se realiz贸 utilizando el sistema PowerDrive Orbit RSS de Pacesetter, equipado con Gamma Azimutal y comunicaci贸n ZIP RSS. Uno de los principales hitos de la operaci贸n fue completar 71 de los 72 downlinks del sistema RSS, esto es, env铆o de datos al sistema de fondo mediante se帽al electromagn茅tica (EM) desde superficie, mientras que solo uno requiri贸 completarse de manera manual.

Env铆o de comandos (Downlinking): En la perforaci贸n convencional, para enviar una instrucci贸n al RSS (por ejemplo, "aumenta la inclinaci贸n a 5掳") se requiere modificar el flujo de lodo o cambiar la velocidad de rotaci贸n (RPM) desde la superficie, lo cual toma varios minutos y requiere pausar la perforaci贸n. Con ZIP RSS, las 贸rdenes se env铆an como se帽ales electromagn茅ticas (EM) directamente desde el tablero o consola de superficie.

Sin p茅rdida de tiempo (Zero/Minimal Downtime): Los comandos (instrucciones de cambios de par谩metros) viajan a trav茅s de la formaci贸n rocosa o la sarta en cuesti贸n de segundos y se reciben mientras la herramienta sigue perforando a fondo ("en circulaci贸n de lodo y rotaci贸n continuos").

Automatizaci贸n: Facilita que un sistema automatizado en superficie programe y ajuste los par谩metros de trayectoria del pozo casi de forma instant谩nea.

El resultado representa una demostraci贸n sobresaliente de la combinaci贸n entre tecnolog铆a y ejecuci贸n operativa.

Eliminaci贸n del Pipedrag y fricci贸n: Al generar el peso en el fondo, evita tener que empujar la sarta desde la superficie, eliminando el riesgo de pandeo (buckling) por compresi贸n en secciones horizontales o pozos en U/laterales largos.

Reducci贸n de vibraciones: Mitiga dr谩sticamente fen贸menos como el stick-slip y la vibraci贸n axial/torsional, extendiendo la vida 煤til del tr茅pano y del BHA.

Mayor ROP (Rate of Penetration): Aumenta la velocidad de penetraci贸n en formaciones duras.

Compatibilidad con Coiled Tubing Drilling(CTD): Permite aplicar peso suficiente sobre el tr茅pano utilizando tuber铆a continua (NexTitan Extens), donde normalmente el CT no puede aplicar alta capacidad de empuje.

Anclaje y empuje aut贸nomo: En lugar de depender exclusivamente del peso de la sarta o de la gravedad desde la superficie, la herramienta se ancla neum谩tica/hidr谩ulicamente contra las paredes del pozo (wellbore) y genera su propio empuje axial (thrust) directamente en el fondo, cerca del tr茅pano.

Fuerza de empuje: Produce un empuje continuo de hasta 30.000 a 32.000 lbs-fuerza por unidad, de forma independiente al drag o la compresi贸n de la sarta.

Optimizaci贸n en tiempo real: Cuenta con sensores a bordo que monitorean vibraciones y din谩micas de perforaci贸n. Ajusta la fuerza en tiempo real para mantener un peso constante y suave sobre el tr茅pano.

En 2019, Shell complet贸 un pozo horizontal en U (tipo 鈥渃lip鈥�) en la Cuenca Delaware, utilizando el Rig 773 de Ensign Energy Services. El desaf铆o de perforaci贸n fue considerable.

Inicialmente, Shell ten铆a como objetivo alcanzar aproximadamente 8,5掳/100 ft. El sistema RSS solo logr贸 alrededor de 8掳/100 ft despu茅s de unos 400 ft de construcci贸n de 谩ngulo, por lo que Shell cambi贸 a un motor con bent sub de 2掳 y un agitador para completar el giro de 180掳, y luego volvi贸 a utilizar RSS para la segunda rama lateral.

El verdadero desaf铆o no era simplemente generar esa geometr铆a, sino mantener una transferencia efectiva del peso sobre la barrena (WOB), conservar m谩rgenes adecuados de torque y arrastre y garantizar el acceso mec谩nico a trav茅s de la curva, permitiendo al mismo tiempo el despliegue del casing y las intervenciones de completaci贸n. Shell identific贸 como riesgos principales la transferencia de peso hacia la barrena en la segunda rama lateral, la recuperaci贸n del BHA a trav茅s de la curva, el despliegue del casing y el acceso para las operaciones de completaci贸n.

Esto est谩 directamente relacionado con el problema de la transferencia de fuerza en fondo de pozo. Tecnolog铆as como NexTitan est谩n espec铆ficamente dise帽adas para abordar esta limitaci贸n mediante la generaci贸n de fuerza controlable en fondo, en lugar de depender exclusivamente del WOB aplicado desde superficie.

NexTitan es un sistema aut贸nomo de tracci贸n y control en el fondo del pozo (Downhole Drive System) desarrollado por la empresa GA Drilling. Est谩 dise帽ado espec铆ficamente para solucionar los problemas de transferencia de peso sobre el tr茅pano (Weight on Bit - WOB) y fricci贸n en pozos complejos, laterales extensos (Extended Reach) o formaciones de roca muy dura.

A medida que los pozos se vuelven m谩s largos y complejos, el verdadero factor diferencial no es solamente la tecnolog铆a, sino la capacidad de convertirla en un desempe帽o de perforaci贸n consistente y repetible. Es en esa combinaci贸n de ingenier铆a, herramientas y ejecuci贸n operativa donde se consiguen mejoras significativas.

La siguiente gr谩fica representa la cantidad actual de pozos en U, con todas las variantes minimizadas, lo cual indica el crecimiento en este tipo de trayectorias en la Industria.