Pozo petrolero

1. 1
CAPÍTULO II
1 MARCO TEÓRICO
2.1 Pozo petrolero.
Para efectuar el aprovechamiento de los hidrocarburos en un yacimiento petrolero, se
requiere de un conducto mediante el que se comunique el subsuelo con la superficie en tierra
o en el lecho marino, así también con el cual se pueda controlar los fluidos presentes en el
mismo y poder producir de una manera óptima los mismos; lo anterior se realiza mediante la
perforación de un pozo petrolero1.
El objetivo principal es el de tener un rendimiento de producción racional, seguro y
con el menor costo, cumpliendo con las normas y términos de seguridad y, normas ecología.
2.1.1 Tipos de pozos petroleros por su trayectoria.
Un pozo petrolero se puede diferenciar por la trayectoria de desviación que puede
seguir un pozo petrolero desde a superficie hasta la profundidad total en subsuelo, en base a
lo anterior puede ser verticales, direccional u horizontal2; se conoce como pozo vertical al
que mantiene en la perforación un plano vertical sin variación de ángulo de desviación; por
el contrario un pozo direccional es aquel que si sufre variación de ángulo de desviación en la
perforación con la finalidad de obtener una mayor área de contacto con yacimiento de gas o
aceite; un pozo horizontal es aquel que de igual manera cuenta con un ángulo de desviación,
sin embargo el mismo es de aproximadamente 90°, lo que indica el pozo atraviesa una
1 Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo 8-Diseño de la Perforación de los pozos”. En “Un siglo de perforación
en México”. México, D.F. 2000.
2 Petróleos Mexicanos (PEMEX). “Glosario” [en línea]. México D.F. Actualización: 22 de agosto de
2013.Recuperado de: < http://www.pemex.com/ayuda/glosario/Paginas/P-S.aspx#.VE2z6Wd5Nic>

2. 2
sección del yacimiento de manera horizontal con el mismo lo que conlleva una mayor área
de contacto con el mismo.
2.1.2 Estructura de un pozo petrolero.
Para poder construir un pozo petrolero hay que tener en consideración una serie de
factores como: la ubicación superficial y subsuelo, posición estructural del yacimiento a
alcanzar, la profundidad total del mismo y el diámetro de las tuberías a utilizar para la
perforación del mismo.
Los datos anteriores son de gran importancia en el proceso para el diseño de la
perforación de un pozo petrolero, que va desde recopilación de la predicción de presiones de
formaciones o arenas y de fractura del roca; la determinación de la profundidad de los
asentamientos y cementación de las tuberías de revestimiento, así como diseño y tipo; la
geometría o trayectoria del pozo; los fluidos de control requeridos para la perforación; los
diámetros y tipos de barrenas.
Determinar la “posición estructural del yacimiento” y de las formaciones que existen
desde la superficie hasta este, es de importancia debido que este punto nos ayuda a visualizar
la columna geológica que se espera (véase la figura 1, donde se presenta un ejemplo de
columna geológica de un pozo); así de igual manera nos apoya en determinar el área de la
estructura del yacimiento y la presencia de fallas geológicas en la continuidad y delimitan el
mismo a determinada profundidad.
La profundidad total programada es de igual manera de gran apoyo, derivado que esta
se determina con respecto a la verticalidad del plano y esta se determina mediante el apoyo
de datos sísmicos y por correlación estructural con pozos vecinos. En el caso de los pozos
direccionales de toma en consideración la profundidad desarrolla total que es mayor que la
anterior descrita.
Por último, otro de los factores y que forman la estructura de un pozo son la tubería
de revestimiento o explotación dependiendo de la función que realizan. La tubería consiste

3. 3
en secciones de tubería de acero (roscada o soldada) que forman y construyen el conducto
desde la profundidad hasta la superficie. Se pueden diferenciar por el uso que se les da en 4
tipos. La primera de ellas consiste en la Tubería de revestimiento conductora que se
profundiza entre 5 y 10 metros y su función es la de conservar la verticalidad del pozo de la
siguiente tubería que es la superficial; la tubería superficial es la que profundiza no más de
500 m dependiendo de la profundidad total del pozo, y con ella se aíslan las formaciones más
superficiales donde podemos encontrar acumulaciones pequeñas de gas o agua (asociado en
ocasiones a formación de carbón mineral); La tubería intermedia se emplea para aislar las
formaciones que presentan mayores geo-presiones o presiones generadas por la carga
litostatica. Por ultimo tenemos la tubería de producción, misma que debe de poder soportar
la máxima presión de las formaciones en el fondo del pozo perforado. El diámetro específico
para cada una de las etapas o clasificación de tuberías, se determina en función de la
profundidad, los fluidos de control, los esfuerzos a los que estará sometida (ritmo de
producción, estimulación y reparación que pueda darse en las etapas de producción del pozo
mismo). En la figura 1 se visualiza la estructura y diseño de los tipos de tubería revestida

4. 4
Figura 1 Arreglo de tuberías y columna geológica esperada
Fuente: Extracto de Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo 8-Diseño de la Perforación de los pozos”. En “Un siglo
de perforación en México”. 2000.
Para complementar el pozo petrolero, para cada una de las tuberías revestidas se
conectan a un cabezal en superficie que al igual que el arreglo de tuberías en subsuelo en
superficie se realiza un arreglo similar de cabezales y válvulas de control.

5. 5
Por último se requiere de un sistema de válvulas y cabezales que en conjunto
conforman un árbol de válvulas; un cabezal es aquel que se emplea para sujetar una tubería
de revestimiento en la superficie y aísla un cabezal de mayor diámetro con otro más de menor
diámetro, el cual de igual manera sujeta otra tubería de revestimiento; un arreglo de tuberías
puede variar con respecto de la profundidad programada del pozo, pueden ser desde 2
cabezales, hasta 5, lo que conllevaría el uso de 5 tuberías de revestimiento. El último cabezal
es el que soporta todo el peso de la tubería final, así también debe de estar diseñada para
resistir la presión del yacimiento. Adicional a los cabezales se cuenta con un arreglo de
válvulas de seguridad que controlen el flujo de los hidrocarburos a extraer; estas dispositivos
se diferencian en los siguientes tipos, la primera de ellas es la válvula maestra que se emplea
para controlar el flujo directo del pozo, la segunda de ellas es la válvula contramaestra que
es empleada como respaldo de la primer de ellas; la próxima corresponde a una cruceta que
distribuye el flujo de los dispositivos anteriores hacia la válvulas laterales o la válvula
superior o de sondeo. Las válvulas laterales se emplean para la derivación del flujo hacia las
líneas de descarga hacia estaciones de recolección o hacia equipos de proceso de
hidrocarburos en pozo. La válvula de sondeo o superior se emplea para realizar operaciones
de tomas de información de producción, curvas de variación de presión, o cualquier
operación que está destinada para el mantenimiento o complementación del pozo, a fin que
continúe con la producción del yacimiento. A fin de representación gráfica véase la figura 2.

6. 6
Figura 2 Árbol de válvulas y cabezales
Fuente: Carlon Salgado, J. C. “Planeación, producción y uso de componentes para un árbol de válvulas para
extracción de petróleo o gas (doctoral dissertation)”. 2009. p. 13.

7. 7
REFERENCIAS
1. Carlon Salgado, J. C. “Planeación, producción y uso de componentes para un árbol
de válvulas para extracción de petróleo o gas (doctoral dissertation)”[en PDF]. 2009.
Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
<http://itzamna.bnct.ipn.mx/dspace/bitstream/123456789/4998/1/PLANEACIONP
RODUC.pdf>
2. Comisión Nacional de Hidrocarburos, WebMaste. “Reservas de hidrocarburos” [en
línea]. [Fecha de consulta: 28 de Octubre de 2014]. Disponible en: <
http://www.cnh.gob.mx/portal/Default.aspx?id=5600>
3. Comisión Nacional de Hidrocarburos. “Registro de información geológica” [en
línea]. 2013. Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
<http://www.cnh.gob.mx/rig/>
4. De Los Santos Álvarez, A. Supervisión de una reparación mayor sin equipo en la
cuenca de Burgos. 2013. Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
<http://132.248.52.100:8080/xmlui/bitstream/handle/132.248.52.100/2233/Informe
%20de%20Trabajo.pdf?sequence=1>
5. Echánove-Echánove, O. “Geología petrolera de la Cuenca de Burgos: Boletín
AMGP”. 1986. v. 38, no. 1, p. 3-74.
6. Eguiluz de Antuñano, Samuel. “Sinopsis geológica de la Cuenca de Burgos, noreste
de México: producción y recursos petroleros”. Boletín de la Sociedad Geológica
Mexicana. Volumen 63, núm. 2, 2011, p. 323-332.
7. Escobar Macualo, Freddy Humberto. “Fundamentos de la Ingeniería de
Yacimientos”. Colombia. Editorial Universidad Surcolombia. 2002.
8. Garaicochea P., Francisco. “Apuntes d comportamiento de los yacimientos”.
Universidad Nacional Autónoma de México. 1972.
9. Geertsma, J. “The Effect of fluid pressure decline on volumetric changes of porous
rocks”. AIME. (1957). p 331-340.
10. Hung, Enrique. “Petrofísica para geólogos e ingenieros de explotación”. Venezuela
11. Ikoku, Ch. U.. “Natural gas reservoir engineering”. New York. 1984.
12. Levorsen, A.I. “Geology of Petroleum". New York: W.H. Freeman and Company.
Inc. 1967.
13. López Ramos, Ernesto. “19-Geología del petróleo”. En “Geología general y de
México”. México. Editorial Trillas. 1993 (reimp., 2008), ISBN 978-968-24-1176-2,
p.142-157.
14. Paris de Ferrer, Magdalena. “Fundamentos de ingeniería de yacimientos”. Maracaibo
Venezuela. Ediciones Astro Data S.A. 2009. ISBN 978-980-12-3048-9.
15. Pemex Exploración y Producción. “Provincia Petrolera Burgos” [en PDF]. 2013.
Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
<http://www.cnh.gob.mx/rig/PDF/Cuencas/Burgos.pdf>
16. Pemex Exploración y Producción. “Provincias Petroleras de México” [en PDF].
2013. Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
<http://www.cnh.gob.mx/rig/PDF/PROVINCIAS%20PETROLERAS.pdf>

8. 8
17. Pemex Exploración y Producción. “Provincias Petroleras de México” [en PDF].
2013. Consultado: 22 de octubre de 2014. Recuperado de:
http://www.cnh.gob.mx/rig/PDF/PROVINCIAS%20PETROLERAS.pdf
18. Petróleos Mexicanos (PEMEX). “Glosario” [en línea]. México D.F. Actualización:
22 de agosto de 2013. [Consulta: 18 de octubre de 2014]. Recuperado de: <
http://www.pemex.com/ayuda/glosario/Paginas/P-S.aspx#.VE2z6Wd5Nic>
19. Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo 11 Terminación y Mantenimiento de Pozos”.
En “Un siglo de perforación en México”. México, D.F. 2000.
20. Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo 6-Registros geofísicos”. En “Un siglo de
perforación en México”. México, D.F. 2000.
21. Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo 8-Diseño de la Perforación de los pozos”. En
“Un siglo de perforación en México”. México, D.F. 2000.
22. Petróleos Mexicanos (PEMEX).” Tomo02 Equipos de Perforación Rotatoria”. En
“Un siglo de perforación en México”. México, D.F. 2000.
23. Rojas G., Laprea M.. “Manual de Ingeniería de Yacimientos de Gas y de Gas
Condensado”. Universidad de Oriente (1989).
24. Secretaría de Energía, Sistema Nacional de Hidrocarburos. “Catastro de Organismos
Subsidiarios de Petróleos Mexicanos” [en línea]. [Fecha de consulta: 28 de Octubre
de 2014]. Disponible en: < http://egob2.energia.gob.mx/SNIH/Reportes/>
25. Secretaría de Energía. “Documento Técnico 1 (DT–1) Factores de recuperación de
aceite y gas en México” [en PDF]. [Fecha de consulta: 24 de Octubre de 2014].
Disponible en:
<http://www.cnh.gob.mx/_docs/DOCUMENTOTECNICO1FINAL.pdf>
26. Secretaría de Energía. “Reserva de hidrocarburos” [en DOC]. [Fecha de consulta: 28
de Octubre de 2014]. Disponible en:
<www.sener.gob.mx/webSener/res/204/reservas.doc>