261960669-8-1-MP-Perforacion.pdf

CONTENIDO
CONTENIDO ......................................................................................................2
PRESENTACIÓN..................................................................................................5
INTRODUCCIÓN .................................................................................................6
OBJETIVO GENERAL ...........................................................................................7
1. PERFORACIÓN DE POZOS................................................................................8
OBJETIVO PARTICULAR....................................................................................8
1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS ............................................8
Objetivo específico .......................................................................................8
Proceso de perforación de pozos ....................................................................8
Secuencia de perforación de pozos ............................................................... 10
Ejercicio de evaluación................................................................................ 13
1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS ................................................... 13
Objetivo específico ..................................................................................... 13
Clasificación de pozos ................................................................................. 13
1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE PERFORACIÓN...................... 22
Clasificación de equipos .............................................................................. 22
Selección de equipos de perforación ............................................................. 28
1.4 REGISTROS DE POZO............................................................................... 33
Introducción .............................................................................................. 33
Potencial Espontaneo.................................................................................. 34
Resistividad............................................................................................... 37
Sónico ...................................................................................................... 40
Rayos Gamma ........................................................................................... 41
Densidad................................................................................................... 44
Factor Foto Eléctrico ................................................................................... 46
Neutrón .................................................................................................... 47
Guía para la interpretación cualitativa........................................................... 50
1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES ................................................................... 52
Origen de las presiones anormales ............................................................... 52
Teoría de la compactación ........................................................................... 62
Análisis de tendencias de compactación ........................................................ 66
Presión de sobrecarga................................................................................. 68
Método de predicción de la presión de poro ................................................... 70
Presión de fractura ..................................................................................... 73
1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y GEOMETRÍA DEL POZO . 79
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS 2

Introducción .............................................................................................. 79
Tipos de tuberías de revestimiento ............................................................... 80
Criterios de asentamiento............................................................................ 83
Criterios de selección de la geometría del pozo .............................................. 93
1.7 SELECCIÓN DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO ........................................... 95
Introducción .............................................................................................. 95
Especificaciones de tuberías de revestimiento ................................................ 96
Propiedades de resistencia ........................................................................ 103
Diseño de tuberías de revestimiento ........................................................... 108
Ejercicio de evaluación.............................................................................. 110
1.8 SELECCIÓN DE SARTAS DE PERFORACIÓN................................................ 110
Objetivo específico ................................................................................... 110
Introducción ............................................................................................ 110
Tubería de perforación .............................................................................. 112
Tubería pesada ........................................................................................ 116
Lastrabarrenas......................................................................................... 117
Estabilizadores y estabilización de la sarta................................................... 119
Diseño de la sarta de perforación ............................................................... 124
1.9 PERFORACIÓN DIRECCIONAL .................................................................. 130
Introducción ............................................................................................ 130
Planeación de la trayectoria direccional ....................................................... 135
Métodos para estimar la trayectoria direccional............................................ 148
Herramientas de desviación....................................................................... 152
1.10 FLUIDOS DE PERFORACIÓN E HIDRÁULICA ............................................. 157
Introducción a los fluidos de perforación ..................................................... 157
Funciones del fluido de perforación............................................................. 158
Clasificación de fluidos .............................................................................. 161
Propiedades físico-químicas ....................................................................... 167
Sistemas de control de sólidos ................................................................... 174
Introducción a la hidráulica de perforación .................................................. 178
Reología de fluidos ................................................................................... 179
Pérdidas de energía en el sistema hidráulico................................................ 188
Presión en el fondo del pozo y densidad equivalente..................................... 198
Modelos de optimización ........................................................................... 199
Hidráulica optimizada ............................................................................... 203
Capacidad de acarreo de recortes............................................................... 208
1.11 BARRENAS DE PERFORACIÓN................................................................ 210
Introducción ............................................................................................ 210
Tipos de barrenas..................................................................................... 211

Mecanismos de corte ................................................................................ 215
Código de clasificación de barrenas ............................................................ 217
Evaluación del desgaste de barrenas .......................................................... 218
Selección de barrenas............................................................................... 220
1.12 CEMENTACIONES................................................................................. 223
Introducción ............................................................................................ 223
Clasificación de cementos y cementaciones ................................................. 224
Factores que afectan las cementaciones...................................................... 225
Accesorios para las cementaciones ............................................................. 227
CONCLUSIÓN.............................................................................................. 228
REFERENCIAS................................................................................................ 229

PRESENTACIÓN
Estimado participante,
Bienvenido al “Programa de Inducción para recién egresados en Ingeniería
Petrolera y Geociencias”. A través del manual:
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS
Queremos darle todo el apoyo e información que NECESITAS, para comenzar y
llevar a cabo este curso de aprendizaje en forma exitosa. En él encontrarás la
información fundamental para trabajar de manera dinámica, pero además,
podrás acceder a la información general del curso, objetivos, contenidos,
recursos pedagógicos de apoyo al aprendizaje y al sistema de evaluación, así
como también a todas las indicaciones de dónde y cómo ir avanzando en él.
Te invitamos a leer detenidamente este manual antes de comenzar a trabajar en
el curso.
¡Adelante y éxito en su estudio!

INTRODUCCIÓN
El presente manual es un soporte didáctico para el participante sobre los
conceptos básicos de la planeación y diseño de la perforación, terminación y
reparación de pozos. En él se describen cada una de las áreas del conocimiento
que un Ingeniero debe conocer en sus fundamentos y dominar a un nivel de
especialidad con el tiempo. Se inicia con los temas de perforación, para después
pasar a la terminación y concluir con la reparación de pozos.
Los temas que se describen inician con el conocimiento de las presiones del
subsuelo y sucesivamente se van tocando temas relacionados como: la medición
de parámetros para diseñar y evaluar como los registros de pozos, la selección
de los diferentes dispositivos y accesorios que serán utilizados para construir y
terminar el pozo, los métodos, procedimientos y técnicas necesarias para
concretar una actividad de diseño y operación.
Para cada uno de los temas se ha establecido un ejercicio a manera de evaluación
del aprendizaje y que servirán para ir resolviendo dudas concretas.

OBJETIVO GENERAL
Al término del curso, el participante diseñará lo básico de los programas de
perforación, terminación y reparación de pozos. Asimismo, el participante
demostrará lo aprendido por escrito a través de una evaluación final que
contenga los conceptos fundamentales del diseño de la perforación, terminación
y reparación de pozos.

1. PERFORACIÓN DE POZOS
OBJETIVO PARTICULAR
Al término del tema, el participante explicará el proceso de diseño de la
perforación de pozos mediante una presentación oral por equipo de los
resultados por escrito de cada uno de los ejercicios planteados por subtema.
1.1 INTRODUCCIÓN A LA PERFORACIÓN DE POZOS
Objetivo específico
Al término del subtema, el participante identificará en un diagrama mecánico de
las diferentes etapas de perforación de un pozo y lo entregará por escrito.
Proceso de perforación de pozos
La operación de perforación puede ser definida como el proceso de “HACER UN
AGUJERO”, es decir, un pozo cuyo objetivo es alcanzar el yacimiento (roca
almacenadora) y conducir los hidrocarburos a la superficie. Así de simple como
parece la definición, la operación de hacer un agujero es una tarea bastante
compleja, delicada y costosa, por lo que debe ser planeada y ejecutada de tal
manera que se efectúe en una forma segura y eficiente, para que finalmente se
obtenga un pozo al mínimo costo y que permita conducir los hidrocarburos a la
superficie. El proceso de perforación actual consiste en perforar un agujero
mediante la aplicación de movimiento rotatorio y una fuerza de empuje (peso);
a través de una tubería hueca (sarta de perforación), a un elemento de corte
denominado barrena, que destruye la roca convirtiéndola en cortes o recortes
(Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.1 muestra el proceso de perforación
rotatoria.

Figura 1.1.1 Proceso de perforación rotatoria (www.
igs.indiana.edu)
El movimiento rotatorio se genera en la superficie y se transmite a la barrena
por medio de la sarta de perforación o en forma hidráulica accionando un motor
de fondo conectado a la barrena. La fuerza de empuje se genera con el mismo
peso de la sarta de perforación (figura 1.1.2).
Figura 1.1.2 Transmisión del movimiento rotario a la barrena
y de la fuerza de empuje (modificado de www.antech.co.uk).
Los recortes de roca que genera la barrena son sacados del pozo mediante la
circulación de un fluido, el cual se inyecta por el interior de los tubos huecos
(sarta de perforación), pasa a través de los conductos de la barrena, se regresa
por el espacio anular (espacio entre el agujero que se está perforando y la sarta
de perforación), se descarga sobre el sistema de separación de sólidos y
finalmente circula por el sistema de presas para posteriormente iniciar un nuevo
ciclo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.1.3 resume el proceso.

Figura 1.1.3 Circuito hidráulico de circulación del fluido
(modificado de Sheeran, 1998)
Secuencia de perforación de pozos
El pozo se inicia perforando un intervalo corto con una barrena de diámetro
grande. El fluido de perforación que se utiliza normalmente es una mezcla de
agua con bentonita. A la construcción del primer agujero se le conoce como etapa
del conductor o primera etapa (figura 1.1.4).
Figura 1.1.4 Perforación del primer intervalo (modificado de
Sheeran, 1998).
Posteriormente se introduce y se cementa una tubería de acero llamada tubería
de revestimiento (TR). Las tuberías de revestimiento (TR) constituyen el medio

con el cual se reviste el agujero que se va perforando (figura 1.1.5). El objetivo
es proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben y aislar las zonas
que causan problemas durante la perforación del pozo. La primera tubería de
revestimiento se conoce como conductora.
Figura 1.1.5 Introducción de tubería de revestimiento
(modificado de Sheeran, 1998).
Una vez cementado el tubo conductor, se introduce una barrena de menor
diámetro a través de la primera TR cementada (figura 1.1.6 izquierda). Esta
barrena perfora un nuevo agujero por debajo de esta TR y también este nuevo
agujero es revestido y cementado (figura 1.1.6 derecha). Esta etapa se conoce
como etapa superficial. La TR cementada en esta etapa se le llama TR superficial.
Figura 1.1.6 Perforación de la etapa superficial (modificado
de Sheeran, 1998).

Y así sucesivamente se va perforando un agujero cada vez más pequeño y
también se van introduciendo y cementando tuberías de revestimiento (figura
1.1.7). A las etapas posteriores a la superficial y antes de la última, se les conoce
como etapas intermedias.
Figura 1.1.7 Perforación de la etapa intermedia (modificado
de Sheeran, 1998).
De esta forma el pozo es perforado por etapas o intervalos, hasta que se alcanza
el yacimiento u objetivo del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). Las tuberías de
revestimiento toman el nombre de la etapa que se perforó. La última etapa que
se perfora se conoce como etapa de explotación y puede ser revestida con
tubería (figura 1.1.8 derecha) o puede ser dejada con el agujero sin revestir, es
decir, en agujero descubierto (figura 1.1.8 izquierda).
Figura 1.1.8 Perforación de la última etapa o etapa de
explotación (modificado de Sheeran, 1998).

Una vez que se concluye la etapa de perforación, inicia la etapa que se conoce
como terminación del pozo. La terminación de un pozo es un proceso que se
inicia después de cementada la última tubería de revestimiento (TR de
explotación) y se realiza con el fin de dejar el pozo produciendo hidrocarburos
(figura 1.1.9) o taponado si así se determina (Velázquez-Cruz, 2004).
Figura 1.1.9 Terminación y producción del pozo (modificado
de Sheeran, 1998).
Ejercicio de evaluación
En el archivo “Ejercicio-1.1.pptx” se tiene un diagrama mecánico de un pozo,
identificar las diferentes etapas de perforación del pozo, realice una presentación
con sus resultados
1.2 CLASIFICACIÓN DE POZOS PETROLEROS
Al término del subtema, el participante identificará los tipos de pozos petroleros
por sus objetivos y sus trayectorias, realizando un ejercicio por escrito de
identificación del tipo de pozo mediante la graficación de sus trayectorias.
Clasificación de pozos
Los pozos que se perforan con fines de explotación petrolera pueden ser
clasificados de acuerdo a su objetivo de la siguiente manera (Velázquez-Cruz,
2004):
 Pozos exploratorios
 Pozos delimitadores

 Pozos de desarrollo
 Pozos intermedios
Los pozos exploratorios se perforan con la finalidad de descubrir nuevas reservas
de hidrocarburos (aceite y gas). Los pozos exploratorios pueden ser perforados
para (Devereux, 1999):
1.-Probar una trampa que jamás ha producido.
2.-Probar un yacimiento que nunca ha producido, en un campo petrolero
conocido, que está más profundo o somero que el yacimiento productor
actual.
3.-Extender el conocimiento de los límites del yacimiento productor.
(a) (b)
Figura 1.2.1 Pozo exploratorio (www.usgs.gov).
La figura 1.2.1 (a) muestra un equipo de perforación perforando un pozo
exploratorio en California Estados Unidos (www.usgs.gov) y la figura 1.2.1 (b)
esquematiza la estructura geológica que se está explorando.

(a)
(b)
Figura 1.2.2 Esquematización de pozos delimitadores
(modificado de www.usgs.gov).
Los pozos delimitadores se perforan para determinar el tamaño y la extensión
de un yacimiento con la finalidad de justificar la viabilidad económica de un
desarrollo (Velázquez-Cruz, 2004). Los pozos se perforan a los lados o flancos
del pozo exploratorio descubridor tal y como se esquematiza en la figuras 1.2.2
(a) y (b).
Figura 1.2.3 Esquematización de pozos de desarrollo.
Los pozos de desarrollo se perforan con la finalidad de explotar las reservas de
hidrocarburos definidas con los pozos exploratorios y delimitadores de una forma
planeada y racional tal manera de maximizar la recuperación (Velázquez-Cruz,

2004). La figura 1.2.3 esquematiza la distribución de pozos de desarrollo desde
un sitio de perforación/producción.
Los pozos intermedios son pozos de desarrollo que tienen la finalidad de explotar
la reserva remanente que no fue drenada con los pozos perforados en el
desarrollo primario del campo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.4
esquematiza el tipo de pozo intermedio.
Figura 1.2.4 Esquematización de pozos de desarrollo y pozos
intermedios (modificado de www.geomore.com)
También, los pozos petroleros pueden ser clasificados según la forma en la que
se perforan. En general los tipos de pozo son (Velázquez-Cruz, 2004):
 Verticales
 Direccionales
 Tipo J
 Tipo S
 Horizontales

 Radio largo
 Radio medio
 Radio corto
 Multilaterales
 Ramificados
 Alcance Extendido
 Diámetro Reducido
Los pozos verticales son pozos cuya desviación máxima no debe ser mayor de
5°, sin embargo, la desviación máxima permitida para que un pozo sea
considerado como vertical depende de la política establecida por la empresa
propietaria del pozo (Velázquez-Cruz, 2004). La figura 1.2.5 (a) esquematiza un
pozo vertical con una desviación máxima de 5° y la figura 1.2.5 (b) hace un
comparativo entre la forma de un pozo vertical y uno horizontal.
(a) (b)
Figura 1.2.5 (a) Pozo vertical y (b) pozos horizontal y
vertical (modificado de Macías, 2006).
Un pozo direccional es un pozo que ha sido intencionalmente desviado en una
dirección específica para alcanzar el objetivo. Los pozos direccionales
convencionales se clasifican en (Inglis, 1987):
 Tipo I o “J”, incrementar y mantener.
 Tipo II o “S”; incrementar, mantener y decrementar.

 Tipo III, incremento continuo
La profundidad a la cual inicia la desviación se conoce como punto de inicio de
desviación o KOP (Kick Off Point). La profundidad a la cual se termina la
construcción de ángulo se conoce como fin de la curva o EOC (End of Curve). El
ángulo que el pozo se desvía de la vertical se conoce como desviación. La figura
1.2.6 muestra los diferentes tipos de pozos direccionales.
Figura 1.2.6 pozos direccionales (modificado de Hyne,
2001).
Los pozos tipo “J” empiezan con una sección vertical para después desviarse
hasta un ángulo predeterminado y mantener una dirección específica hasta
alcanzar el objetivo. Los pozos tipo “S” inician con una sección vertical, después
se desvían en un ángulo predeterminado, para posteriormente regresar el pozo
a la vertical para alcanzar el yacimiento de esta forma (Velázquez-Cruz, 2004).
Un pozo horizontal (figura 1.2.6a) es un pozo que se desvía de la vertical hasta
alcanzar una desviación de más de 80° y penetrar al yacimiento con una sección
completamente horizontal (90°). Este tipo de pozos tienen el objetivo de
maximizar la longitud expuesta en el yacimiento para así mejorar su
productividad. Los pozos horizontales pueden ser de radio largo, radio medio y
radio corto (figura 1.2.6b). La diferencia entre ellos estriba en los ritmos de
desviación de ángulo (°/m), en la longitud de la curva o radio de curvatura (R)

y la longitud de la sección horizontal. En pozos de radio largo la desviación es
gradual con ritmos de desviación de 2-6°/30 m, radios de curvatura de 300 a
900 m y secciones horizontales entre 600 a 2500 m. Debido a que en este tipo
de pozos se tienen radios de curvatura largos, se hacen adecuados para pozos
profundos o de alcance extendido. Los pozos de radio medio tienen ritmos de
desviación intermedios que oscilan entre los 6-35°/30 m, radios de curvatura de
90 a 245 m y secciones horizontales de 450 a 2500 m. Los pozos de radio corto
tienen un cambio abrupto de la vertical a la horizontal con ritmos de desviación
de 5-10°/m, radios de curvatura de 6 a 12 m y secciones horizontales de 90 a
300 m (Velázquez-Cruz, 2004).
(a)
(b)
Figura 1.2.6 Pozos horizontales (modificado de Ortiz, 2005).
Un pozo multilateral es aquel que tiene dos o más laterales perforados a partir
de un pozo común o principal (figura 1.2.7a). Estos pozos laterales pueden ser
horizontales o direccionales. Los pozos ramificados (figura 1.2.7b) son aquellos
que se derivan a partir de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento
contenido en un mismo plano horizontal. A los pozos ramificados se les conoce
también como pozos de entradas múltiples o de re-entradas (Huerta, 2005).

(a)
(b)
Figura 1.2.7 (a) pozos multilaterales y (b) pozo ramificado
(modificado de Macías, 2006)
Los pozos de alcance extendido (figura 1.2.8) son aquellos que tienen una
relación desplazamiento horizontal / profundidad vertical verdadera (DH / PVV)
mayor a 2. Esto no limita el tipo de trayectoria que puedan tener y es posible
planearlos como pozos direccionales o como horizontales, dependiendo de las
condiciones geológicas y del equipo superficial (Macías, 2006).
Figura 1.2.8 Pozos de alcance extendido (modificado de
Huerta, 2005)
Un pozo de diámetro reducido (figura 1.2.9) es un pozo perforado con una
barrena de 6 ¼” o menor hasta su profundidad total (Hough, 1992) y cuando es

terminado con una tubería de revestimiento de explotación de 4” o menor
(Susilo, 2002). Se recomienda su uso para:
 Exploración
 Yacimientos con baja producción
 Reducción de costos
 Minimizar impacto ambiental
Figura 1.2.9 Pozos de diámetro reducido (modificado de
Hough, 1992)
En el archivo “Ejercicio-1.2.xlsx” se tiene información de las trayectorias de
diferentes tipos de pozo. Para cada una de las trayectorias realice una
presentación donde se muestre la trayectoria del pozo y en cada lámina
especifique el tipo de pozo, así como el objetivo de cada uno de ellos.

1.3 CLASIFICACIÓN Y SELECCIÓN DE EQUIPOS DE
PERFORACIÓN
Al término del subtema, el participante identificará los diferentes tipos equipos
para perforar y los seleccionará con base en las cargas esperadas, realizando un
ejercicio por escrito.
Clasificación de equipos
Para construir un pozo petrolero se utilizan equipos de perforación cuyo tipo
depende del lugar a perforar. El equipo de perforación por sí solo permite realizar
únicamente dos funciones básicas (Velázquez-Cruz, 2004):
 Subir y bajar las diferentes sartas de tuberías del pozo
 Darle rotación a la sarta de perforación.
Todas las demás funciones que se realizan durante la perforación de un pozo se
llevan a cabo mediante el empleo de equipo auxiliar. Los equipos de perforación
se pueden clasificar como sigue (figura 1.3.1):
Equipos Terrestres:
 Ligeros
 Pesados
Equipos Marinos:
 Fijos
 Plataforma
 Auto-Elevable
 Flotantes
 Sumergible o Barcaza
 Semi-sumergible
 Barco

Figura 1.3.1 Equipos de perforación (www.naturalgas.org).
Un equipo de perforación terrestre ligero (figura 1.3.2) es aquel parar perforar
pozos someros (menores de 10,000 pies de profundidad). El equipo también
puede ser utilizado para reparar pozos. Este tiene generalmente dos bombas de
alta presión para circular el fluido de perforación. Las capacidades en general son
menores a las de un equipo de perforación terrestre pesado. Este tipo de equipos
también son transportados por una flotilla de camiones hasta la localización
(Devereux, 1999).
Figura 1.3.2 Equipos de perforación terrestre ligero
(www.tradequip.com).
Un equipo de perforación terrestre pesado (figura 1.3.3) es aquel para perforar
pozos profundos o muy profundos (de más de 10,000 pies). La carga máxima
que la torre o mástil es capaz de soportar será igual o excederá 1’000,000 libras.

El equipo tiene dos, tres o más bombas de lodo para circular el fluido de
perforación. Los preventores (BOPs) disponibles serán para alta presión, de
10,000 PSI o mayor. La capacidad de almacenamiento de líquidos y materiales
debe ser alta (Devereux, 1999). El equipo de perforación es transportado por
una flotilla de camiones hasta la localización.
Figura 1.3.3 Equipos de perforación terrestre pesado
(www.tradequip.com).
Una plataforma marina (figura 1.3.4) está fija en el lecho marino. Es una
construcción basada en tubulares de acero y puede tener un equipo de
perforación completo, así como contenedores para el alojamiento. Normalmente
estas plataformas se instalan con la capacidad para perforar una gran cantidad
de pozos (en plataformas grandes más de 30 pozos). Se tienen conductores
piloteados en el fondo marino por donde se perforarán los pozos. El equipo de
perforación corre sobre rieles por encima de estos conductores y de esta manera
va perforando cada pozo. Una vez que todos los pozos en la plataforma han sido
perforados, el equipo de perforación puede ser retirado de la plataforma para
incrementar los espacios. Pueden ser autosuficientes o asistidos por barcazas de
servicio (Devereux, 1999).

Figura 1.3.4 Plataformas marinas fijas (www.offshore-
technology.com).
Un equipo de perforación autoelevable o “jackup” (figura 1.3.5) tiene un casco
flotante, normalmente de forma triangular o cuadrada. En cada esquina tiene
piernas de acero. El equipo tiene la capacidad de moverse por auto-propulsión a
la localización o por medio de remolcadores. Una vez que se encuentra en la
posición adecuada, las piernas son bajadas hasta alcanzar fondo marino. Cuando
las columnas o piernas se encuentran asentadas en el lecho marino, la cubierta
es elevada más allá del nivel del agua (normalmente más de 25 metros). La torre
está localizada en una estructura o “cantilever” que se mueve fuera del casco y
coloca al equipo en un costado. Esto permite posicionar la plataforma
autoelevable junto a plataformas fijas y posicionar la torre encima de los pozos
(Devereux, 1999).

Figura 1.4.5 Plataforma auto-elevable o Jack-up
(www.drillingcontractor).
Una barcaza de perforación (figura 1.3.6) es un barco de suelo plano usado en
aguas muy someras y protegidas, como ríos, lagos y en tirantes de agua hasta
de 50 pies de profundidad. Se sumergen cuando los compartimientos del casco
son inundados con agua. El equipo se apoya en el lecho lacustre y parte del
mismo queda por encima del nivel del agua para permitir el trabajo de la
cuadrilla de perforación. Las barcazas pueden navegar o ser remolcados y
perforar pozos de hasta 20,000 pies (Devereux, 1999).
Figura 1.4.6 Barcaza de perforación
(www.maerskdrilling.com).
Un equipo semi-sumergible (figura 1.3.7) es un equipo de perforación sentado
sobre columnas de acero (entre 3 y 8), bajo las cuales están unas cámaras de
flotación (llamadas pontones). Cuando se transporta entre localizaciones, los
pontones están vacíos (o llenos con agua lo necesario para darle estabilidad) de

tal manera que el equipo flote a suficiente altura del agua. Una vez que el equipo
está posicionado sobre la localización a perforar, se bombea agua de lastre a los
tanques localizados dentro de los pontones y columnas de tal manera que el
equipo se empieza a sumergir. Un equipo semi-sumergible puede ser capaz de
llevar la mayoría o todo el equipo y suministros que necesite para perforar un
pozo. Pueden ser auto-propulsados o pueden ser remolcados entre
localizaciones. En la localización, pueden estar anclados o pueden estar
posicionados dinámicamente (Devereux, 1999).
Figura 1.3.7 Plataforma semi-sumergible (Kewo, 2005).
Un barco perforador (figura 1.3.8) tiene un casco en forma de barco y en la parte
central está localizada una torre, bajo la cual está un gran agujero que atraviesa
el casco. Este agujero es llamado escotilla de perforación o “Moon pool”. Los
barcos de perforación varían en tamaño, pero los más grandes pueden llevar
cualquier cosa necesaria para perforar pozos bastante alejados sin re-
abastecimiento. Estos pueden ser movidos rápidamente a la localización sin
asistencia de remolcadores. Los barcos de perforación frecuentemente se
posicionan dinámicamente sobre la localización en lugar de anclarse en el lugar
(Devereux, 1999).

Figura 1.3.8 Barco de perforación (Kewo, 2005).
Selección de equipos de perforación
La selección del equipo de perforación consiste en establecer la localización del
sitio a perforar y definir las diversas cargas que tendrá que soportar el equipo,
entre otros a saber (Peralta, 2010):
 Tipo de instalación (terrestre, lacustre o marina)
 Rango de profundidades del pozo
 Carga máxima de las tubería de revestimiento programadas
 Peso, torque y arrastre de las sartas de perforación
 Sistema de lodos y requerimientos hidráulicos
 Tamaño de los agujeros y tuberías de revestimiento
 Rango de velocidades rotatorias requeridas
 Dimensiones de la subestructura: altura y espacio libre inferior
 Sistemas para la prevención y control de brotes
 Equipos requeridos para instalación y mudanza
 Campamento y servicios de alojamiento
 Consideraciones de seguridad, salud y control ambiental
 Disponibilidad y Costo
Después de definir la localización del sitio a perforar y el tipo de equipo a utilizar,
se deberá seleccionar el equipo de perforación que pueda alcanzar sin
limitaciones el objetivo geológico definido. La figura 1.3.9 muestra diferentes

equipos de perforación terrestre caracterizados por su potencia en el malacate y
la profundidad que pueden alcanzar.
Figura 1.3.9. Equipos de perforación terrestre clasificados
por su alcance en profundidad (Peralta, 2010).
Asimismo, se deberá definir la carga máxima que deberá soportar el equipo de
perforación considerando el peso de las tuberías de revestimiento (T.R.) que
serán introducidas y cementadas en el pozo. Para definir el peso de las tuberías
de revestimiento por cada etapa de perforación se deberá considerar que están
sumergidas en el fluido de perforación, por lo que el peso se debe afectar por un
factor de flotación usando la expresión siguiente (Adams, 1985):
a
L
F
F
ρ
ρ
−
=1 ............................................................................. (1.3.1)
Donde:
FF= Factor de flotación, (adimensional).
ρL= Densidad del lodo, (gr/cc)
ρa = Densidad del acero (7.856 gr/cc)
Por ejemplo, si se tiene una tubería de revestimiento de 13 3/8” P-110 de 72
lb/ft que revestirá una longitud de pozo de 3500 m y con una densidad de lodo
de 1.55 g/cc, el peso en el aire y el peso flotado de esa tubería sería como se
muestra en la tabla 1.3.1.

Tabla 1.3.1. Resultados del peso flotado de la T.R. de 13 3/8”, P-110, 72 lb/ft
Por otro lado, también es necesario hacer el cálculo del peso flotado de la sarta
de perforación que será utilizada para cada una de las etapas de perforación del
pozo. La figura 1.3.10 resume un ejemplo de cálculo de cada uno de los
componentes de una sarta de perforación
Figura 1.3.10. Ejemplo de peso flotado de una sarta de
perforación (Peralta, 2010)
Otro aspecto importante de la selección del equipo de perforación es la presión
máxima que soportarán las conexiones superficiales del equipo, así como la
potencia hidráulica de las bombas de lodos. La figura 1.3.11 muestra los
resultados de un cálculo hidráulico en la etapa de 17 ½” de un pozo.

Figura 1.3.11. Resultados del cálculo hidráulico en una etapa
de perforación (Peralta, 2010)
También se debe considerar el diámetro máximo de herramientas y tuberías que
deberán pasar por el interior de la mesa rotatoria definida para cada equipo de
perforación. Al final se deberá establecer un listado de verificación como se
muestra en la tabla 1.3.2 para posteriormente seleccionar el equipo que cumpla
con los criterios de selección.

Tabla 1.3.2. Resultados de los criterios de selección (Modificado de Peralta,
2010)
La figura 1.3.12 muestra una ficha técnica de un equipo de perforación que
cumple con los criterios de selección descritos en la tabla 1.3.2.
Figura 1.3.12. Ficha técnica de un equipo de perforación
terrestre (Peralta, 2010)

Con los datos del archivo “Ejercicio-1.3.pdf”, defina por escrito y presente el tipo
de equipo para perforar el pozo y la carga máxima que deberá soportar con la
información disponible.
1.4 REGISTROS DE POZO
Al término del subtema, el participante identificará cualitativamente diferentes
formaciones, realizando un ejercicio por escrito utilizando varios tipos de
registros de pozo.
Introducción
El registro de pozo es la representación gráfica de una propiedad física de la roca
contra la profundidad. Los registros de pozo son indispensable en:
 La caracterización geológica y de yacimientos
 El desarrollo de campos
 La evaluación de reservas
Los registros de pozo se pueden clasificar de la siguiente manera:
 En función del principio de medición de la herramienta
 Electromagnéticos
 Eléctricos (resistivos e Inductivos)
 Acústicos
 Radioactivos
 Mecánicos
 En función de la propiedad física a medir:
 Porosidad
 Resistividad
 Densidad
 Diámetro
La tabla 1.4.1 resume los registros más comunes y sus principales aplicaciones.

Tabla 1.4.1 Registros de pozo más comunes (Modificado de Evenick, 2008)
Potencial Espontaneo
Un registro de Potencial Espontaneo (SP) mide la corriente eléctrica en milivolts
que se origina debido a la diferencias de salinidad entre el fluido de perforación
y el fluido de la formación. La deflexión positiva o negativa de la curva SP
representa que fluido tiene mayor carga iónica. La figura 1.4.1 muestra
diferentes comportamientos del potencial espontaneo dependiendo la salinidad
de los fluidos.
Figura 1.4.1 Comportamiento del potencial espontáneo
dependiendo de la salinidad de los fluidos (Martell, 2008)
Las principales aplicaciones del registro de potencial espontaneo (SP) se
muestran a continuación:

 Determinar cuerpos permeables
 Determinar los límites entre capas
 Correlacionar estratos
 Determinar valores de resistividad del agua intersticial de las formaciones
 Conocer cualitativamente el contenido arcilloso de una capa
A manera de ejemplo, en la figura 1.4.2 (a) se observa una interpretación
cualitativa de límites entre capas y cuerpos permeables. En la figura 1.4.2 (b) se
muestra el cálculo cualitativo del contenido de arcilla utilizando datos del registro
de potencial espontaneo.

(a)
(b)
Figura 1.4.2 (a) Interpretación cualitativa del registro SP
(Schlumberger, 2008) y (b) Definición cualitativa del
porcentaje de arcilla (Schlumberger, 2008).
Como se puede concluir de la figura 1.4.1, el SP solo funciona en fluidos base
agua. La figura 1.4.3 muestra el comportamiento característico del registro de
potencial espontaneo en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.

Figura 1.4.3 Comportamiento del potencial espontáneo en
diferentes litologías (Rider, 2008).
Resistividad
Un registro de resistividad mide la resistencia de la formación al flujo de corriente
en unidades de Ohm-m. La resistividad es el reciproco de la conductividad y
está relacionada con la porosidad y el tipo de fluido presente en la formación y
el pozo, de acuerdo con la expresión:
𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅𝑅(𝑜𝑜ℎ𝑚𝑚𝑚𝑚 − 𝑚𝑚2
/𝑚𝑚) =
1𝑥𝑥1000
𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝐶𝑣𝑣𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖𝑖
(𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚ℎ𝑜𝑜𝑜𝑜/𝑚𝑚)..................... (1.4.1)

La figura 1.4.4 (a) muestra el comportamiento de la corriente eléctrica al pasar
a través de una unidad de volumen saturada solo por agua y la figura 1.4.4 (b)
una unidad de volumen comprendida por roca y agua.
(a)
(b)
Figura 1.4.4 Comportamiento de la corriente eléctrica
(Schlumberger, 2008).
Las aplicaciones básicas de la resistividad son las siguientes:
 Detección de hidrocarburos
 Definición de litologías
 Calculo de sobrepresiones
 Determinación de resistividad del agua y saturaciones
La saturación de aceite necesaria para el cálculo de reservas puede ser
determinada con la siguiente expresión:
𝑆𝑆𝑜𝑜 = 1 − 𝑆𝑆𝑤𝑤 .............................................................................. (1.4.2)
Donde:
So = saturación de aceite (fracción)
Sw = Saturación de agua (fracción)
La saturación de agua puede ser estimada mediante la ecuación de Archie (1942)
como sigue:
𝑆𝑆𝑤𝑤 = �
𝐹𝐹∙𝑅𝑅𝑤𝑤
𝑅𝑅𝑡𝑡
�
1
𝑛𝑛
�
........................................................................... (1.4.3)
𝐹𝐹 =
𝑎𝑎
∅𝑚𝑚
.................................................................................... (1.4.4)
Donde:
Rw = Resistividad del agua de formación (ohm-m)
Rt = Resistividad verdadera de la formación (ohm-m)
F= Factor de formación (adimensional)
n= Exponente de saturación
m= Factor cementación

a= Constante de litología
φ= Porosidad de la formación
Los valores más comúnmente usados para los parámetros de la ecuación de
Archie son: m = 1.8, n = 2 y a = 1; sin embargo, para rocas no consolidadas, la
compañía Humble Oil propuso los siguientes parámetros: m = 2.15, n = 2 y a =
0.62 (Schlumberger, 2008). La figura 1.4.5 muestra el comportamiento
característico del registro de resistividad en diferentes litologías y fluidos
contenidos en la roca.
Figura 1.4.5 Comportamiento de la resistividad en diferentes
litologías (Rider, 2008).

Sónico
La herramienta sónica crea una señal acústica y mide el tiempo que tarda en
traspasar una roca en microsegundos por pie (ms/ft). La figura 1.4.6 ejemplifica
este proceso.
(a) (b)
Figura 1.4.6 Principio de medición de la herramienta sónica
(Schlumberger, 2008).
La simple medición de este tiempo nos da un indicador de las propiedades de la
formación, entre estos se encuentra la porosidad. Wyllie (1956) desarrolló una
expresión para calcular la porosidad de la roca basada en el tiempo de tránsito
de un registro sónico, su expresión es:
∆𝑡𝑡𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙 = ∅ ∙ ∆𝑡𝑡𝑓𝑓 + (1 − ∅)∆𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚 ......................................................... (1.4.5)
∅ =
∆𝑡𝑡𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−∆𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚
∆𝑡𝑡𝑓𝑓−∆𝑡𝑡𝑚𝑚𝑚𝑚
............................................................................ (1.4.6)
Donde:
∆tlog = Tiempo de tránsito leído del registro (ms/ft)
∆tma = Tiempo de tránsito de la matriz de la roca (ms/ft)
∆tf = Tiempo de tránsito del fluido que satura la roca (ms/ft)
φ = Porosidad de la formación (fracción)
El registro sónico es un buen indicador de la densidad de la roca y de la presencia
de gas, ya que las mediciones serán bajas y tendrán irregularidades en presencia
de gas. La figura 1.4.7 muestra el comportamiento característico del registro de
sónico en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.

Figura 1.4.7 Comportamiento del tiempo de tránsito en
Rayos Gamma
Un registro de rayos gamma (GR) mide la radiactividad natural de la formación.
La radioactividad es el resultado de la desintegración radioactiva del Potasio (K),
Torio (Th) y Uranio (U). La figura 1.4.8 esquematiza el proceso de medición de
los rayos gamma naturales.

Figura 1.4.8 Principio de medición de los rayos gamma
naturales (Schlumberger, 2008).
Los rayos gamma que pasan por rocas son desacelerados y absorbidos a una
velocidad que depende de la densidad de la formación. Las formaciones menos
densas exhiben más radioactividad que las formaciones densas, a pesar de que
podrían contener la misma cantidad de material radioactivo por unidad de
volumen. Las aplicaciones básicas de los rayos gamma naturales son:
 Identificación litológica
 Correlacionar estratos
 Evaluación de arcillosidad
Para definir el volumen de arcilla se puede utilizar la siguiente expresión que
relaciona de manera lineal los valores de rayos gamma como sigue (Rider,
2000):
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 =
𝐺𝐺𝐺𝐺𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙𝑙−𝐺𝐺𝐺𝐺𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚
𝐺𝐺𝐺𝐺𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚−𝐺𝐺𝐺𝐺𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚𝑚
................................................................(1.4.7a)
Donde:
GRlog = Lectura de rayos gamma leído del registro (GAPI)
GRmin = Lectura mínima de rayos gamma (GAPI)
GRmax = Lectura máxima de rayos gamma (GAPI)
Vsh = Volumen de arcilla (%)
Debido a que el volumen de arcilla no necesariamente es una relación lineal entre
las lecturas de rayos gamma, se pueden utilizar las siguientes expresiones
cuando el comportamiento es no-lineal (Rider, 2002):
Para rocas terciarias
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.083(23.7∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1)...............................................................(1.4.7b)

Para rocas antiguas
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 0.33(22∙𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 − 1) ..................................................................(1.4.7c)
Otros
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ =
𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺
3−2×𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺
............................................................................(1.4.7d)
𝑉𝑉𝑠𝑠ℎ = 1.7 − [3.38 − (𝐼𝐼𝐺𝐺𝐺𝐺 + 0.7)2]
1
2 ....................................................(1.4.7e)
La figura 1.4.9 muestra el comportamiento característico del registro de rayos
gamma en diferentes litologías.
Figura 1.4.9 Comportamiento del registro de rayos gamma
en diferentes litologías (Rider, 2008).

Densidad
El registro de densidad bombardea la formación con rayos gamma y mide la
cantidad de rayos gamma que regresan a la herramienta, lo cual depende del
número de electrones presentes. La densidad de los electrones es relacionada
con la densidad de la formación, a menor intensidad de rayos gamma mayor
densidad de electrones y viceversa. La figura 1.4.10 (a) muestra el principio de
medición de la herramienta.
(a) (b)
Figura 1.4.10 (a) Principio de medición de la herramienta de
densidad (Schlumberger, 2008) y (b) Interpretación de
curva de densidad (Schroeder, 2004).
La figura 1.4.10 (b) muestra una interpretación del registro de densidad. Las
aplicaciones básicas del registro son:
 Detección de hidrocarburos
 Definición de litologías
 Determinación de la porosidad

Figura 1.4.11 Modelo de porosidad a partir de la densidad de
la roca (Rider, 2008).
A partir de la densidad de la roca se puede determinar la porosidad de la
formación utilizando el modelo que se muestra en la figura 1.4.11 y cuya
expresión es:
( ) ( )
φ
ρ
φ
ρ
ρ f
ma
b +
−
= 1 .................................................................. (1.4.8)
f
ma
b
ma
ρ
ρ
ρ
ρ
φ
−
−
= ............................................................................ (1.4.9)
Donde:
ρb = Densidad volumétrica de la roca (g/cm3)
ρma = Densidad de los granos de la roca (g/cm3)
ρf = Densidad del fluido que satura la roca (g/cm3)
La figura 1.4.12 muestra el comportamiento característico del registro de
densidad en diferentes litologías y fluidos contenidos en la roca.

Figura 1.4.12 Comportamiento del registro de densidad en
Factor Foto Eléctrico
Un registro fotoeléctrico (PE) mide la radiación gamma transmitida por una
formación después de ser bombardeada. El factor fotoeléctrico es medido en
barns por electrón (barns/-e).
La cantidad de adsorción fotoeléctrica dentro de la formación depende de la
mineralogía de la formación, por lo que es un excelente indicador del tipo de
litología. Este es uno de los pocos registros geofísicos que pueden fácilmente

distinguir calizas de dolomías. La figura 1.4.13 muestra el comportamiento
característico del factor fotoeléctrico en diferentes litologías.
Figura 1.4.13 Comportamiento del factor fotoeléctrico en
Neutrón
La herramienta de neutrones emite neutrones a la formación y miden su
interacción (figura 1.4.14a). El hidrogeno es el elemento más activo en la
desaceleración del neutrón (figura 1.4.14b), por lo que un registro de este tipo,
mide la porosidad de la formación basada en la cantidad de hidrogeno presente
en la formación.

(a)
(b)
Figura 1.4.14 (a) Principio de medición de la herramienta de
neutrón (Schlumberger, 2008) y (b) Efecto del hidrogeno
sobre el neutrón (Schlumberger, 2008).
La determinación de la porosidad es una de las aplicaciones básicas del registro
neutrón, ya que el registro de neutrón responde al volumen de agua que llena el
espacio poroso de la formación, lo que proporciona una medida de la porosidad
con la expresión:
B
aN +
=
φ
log ...........................................................................(1.4.10)
Donde:
a, B = Factores de calibración
N = Lecturas de la herramienta

(a)
(b)
Figura 1.4.15 Modelos de porosidad con el registro de
neutrón (Rider, 2008).
Otra de las aplicaciones básicas del registro de neutrones es la identificación de
zonas con impregnación de gas.
Figura 1.4.16 Efecto de gas en el registro de neutrón (Rider,
2008).
El agua y el aceite no pueden ser identificados tan fácilmente, en contraste con
el gas, debido a que tienen aproximadamente el mismo contenido de hidrogeno,
mientras que el gas tiene mucho menos hidrogeno en el mismo volumen (figura
1.4.16). La figura 1.4.17 muestra el comportamiento característico del registro
de neutrón en diferentes litologías.

Guía para la interpretación cualitativa
Por último, en la figura 1.4.18 se muestra un análisis cualitativo de litologías
utilizando los registros vistos en este subtema. Esta guía puede ser utilizada
como base para la interpretación de registros reales de pozo.

diferentes litologías (Evenick, 2008).
Con los datos del archivo “Ejercicio-1.4.pptx”, Interprete el conjunto de registros
que se muestra e Identifique el tipo de litología acorde con los patrones de relleno
designados, realice una presentación con sus resultados.

1.5 ANÁLISIS DE GEOPRESIONES
Al término del subtema, el participante definirá las zonas de presiones
anormales, la tendencia de compactación normal, la profundidad de retención de
fluidos y las geopresiones de un pozo, realizando un ejercicio por escrito.
Origen de las presiones anormales
La predicción y estimación de presiones anormales antes y durante la perforación
de pozos constituye uno de los elementos fundamentales de la planeación y
diseño de la perforación de pozos (Velázquez-Cruz, 2008). La evaluación precisa
de las presiones permite:
 Definir con mayor certidumbre el asentamiento de las tuberías de
revestimiento y el peso del fluido de control.
 Reducir la frecuencia y severidad de brotes.
 Minimizar la tendencia de pegaduras por presión diferencial.
 Maximizar el ritmo de penetración, usando el mínimo peso equivalente.
 Reducir el daño a las formaciones productoras, resultante del uso de peso
de lodo excesivo.
La presión de formación, también llamada presión de poro, es aquella presión
que ejercen los fluidos confinados en el espacio poroso de la formación sobre la
matriz de roca. Estos fluidos intersticiales son generalmente aceite, gas y agua
salada. La presión de poro puede ser normal o anormal.
La presión de poro normal es igual a la presión hidrostática que ejerce una
columna de fluido nativo de la formación. En muchos casos estos fluidos varían
de agua dulce con densidad de 1 g/cc (0.433 psi/pie) a agua salada con densidad
de 1.074 g/cc (0.465 psi/pie) correspondiente a una salinidad de 80,000 ppm de
NaCl a una temperatura de 25°C. En algunas ocasiones la densidad del fluido
llega a ser mayor de 1.074 g/cm3 debido a incrementos en el gradiente
geotérmico y en la concentración de sales. La tabla 1.5.1 muestra valores de
presión de poro normal para diferentes cuencas sedimentarias del mundo.

Tabla 1.5.1 Valores de presión normal (Modificado de Bourgoyne, 1991)
La presión de formación anormal es cualquier presión diferente de la presión
normal. Si la presión de poro excede a la presión normal se le llama
anormalmente alta, geopresurizada, superpresurizada o simplemente presión
anormal; en cambio, si es menor que la normal, se le ha denominado presión de
formación anormalmente baja o subnormal (figura 1.5.1). Debido a que las
presiones anormalmente altas tienen un mayor impacto en la seguridad del
personal y equipo, así como en la viabilidad técnica y económica de la perforación
del pozo, su estudio se ha hecho extensivo en la mayoría de las cuencas
petroleras del mundo.

Figura 1.5.1 Esquema de presiones anormales (Modificado
de Law, 1994).
La predicción de presiones anormales no es una tarea sencilla debido a los
diferentes mecanismos que las originan y a lo limitado de los métodos de
predicción. De acuerdo con Law (1994), existen varios mecanismos que originan
las presiones anormales. El fenómeno está relacionado a procesos geológicos,
físicos, químicos y mecánicos. Las principales causas de la generación de
presiones anormales referidas en la literatura son:
 Debido a Esfuerzos de la Roca
 Desequilibrio en la compactación
 Actividad tectónica
 Generadas por Incremento del Volumen de Fluidos
 Expansión de agua debido al incremento de temperatura
 Generación de hidrocarburos
 Liberación de agua debido a fenómenos de diagénesis
 Movimiento de Fluidos y Flotación
 Fenómenos osmóticos

 Nivel piezométrico del fluido (columna hidráulica)
 Flotación debida al contraste de densidades
Sin embargo y a pesar de la amplia causal de presiones anormales, la principal
causa citada en la mayoría de las referencias trata con el desequilibrio en la
compactación normal de los sedimentos. De aquí que la mayoría de los modelos
de predicción de presiones están basados en la teoría de la compactación de las
arcillas.
Desequilibrio en la compactación
Durante el proceso de sedimentación y compactación se tiene un balance entre
el peso de los sedimentos y la capacidad de las formaciones para expeler los
fluidos. Cuando los fluidos dentro de los poros escapan debido a la sobrecarga,
la compactación de los sedimentos es función de la profundidad, la porosidad de
la roca se reduce, dando origen a un proceso de compactación normal. Por el
contrario, cuando los fluidos no pueden escapar de los poros de la formación, la
compactación se detiene y la porosidad no se reduce con la profundidad. A este
fenómeno se le conoce como desequilibrio en la compactación y es el
principal originador de las sobrepresiones debido a que los fluidos confinados en
el espacio poroso soportan la mayor parte de la sobrecarga (figura 1.5.2).
Figura 1.5.2 Desequilibrio en la compactación (modificado de
Bourgoyne, 1991).
Actividad tectónica
En general, cuando ocurren deformaciones debido al tectonismo, existen
modificaciones en la presión del fluido y en la distribución estructural de las
formaciones. Esto significa que el tectonismo puede crear anomalías de presión
o restablecer la presión a su forma normal. La figura 1.5.3 muestra una
redistribución de presiones debida al tectonismo.

Figura 1.5.3 Actividad tectónica (modificado de Bourgoyne,
1991).
Represionamiento o recarga
Las presiones anormales también pueden deberse a la recarga de los fluidos de
la zona porosa y permeable, si existe una redistribución de fluidos por flujo a
través de un conducto de otra zona porosa y permeable (figura 1.5.4). El
conducto puede ser una falla, una fisura o un agujero y la energía potencial que
se genera puede ser transferida por:
 Fluidos de baja densidad (aceite o gas) del yacimiento normal o
anormalmente presionado.
 A través de la transferencia de agua de la formación anormalmente
presionada.

Figura 1.5.4 Represionamiento o recarga (modificado de
Bourgoyne, 1991).
Fenómenos de diagénesis
El fenómeno de diagénesis es una alteración posterior a la depositación de los
sedimentos y los minerales que los constituyen (figura 1.5.5). El proceso de
diagénesis incluye la formación de nuevos minerales, redistribución y
recristalización de los minerales existentes en los sedimentos y la litificación.
Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión que acompañan al
sepultamiento, la montmorillonita, el mineral predominante en algunas lutitas se
altera a illita. Esta diagénesis de la montmorillonita contribuye al origen de
presiones anormales por incrementar el contenido de agua en las lutitas durante
la formación del nuevo mineral. Esta agua migra a los sedimentos superiores y
con el continuo sepultamiento, el agua es expulsada de los poros, sin embargo,
si la expulsión del agua de los poros se inhibe, entonces con el continuo
sepultamiento de los sedimentos, el agua dentro de la roca absorberá parte del
incremento del esfuerzo de sobrecarga generándose de esta manera una
sobrepresión.

Figura 1.5.5 Fenómeno de diagénesis (modificado de
Bourgoyne, 1991).
Expansión aquatermal
El principio que gobierna el incremento de temperatura como un mecanismo de
sobrepresión, es la expansión térmica del agua cuando se calienta arriba de 4ºC
(figura 1.5.6a). Si el cuerpo del agua es contenida en un recipiente sellado, la
presión se eleva rápidamente. Barker (1972) muestra una elevación de presión
de 8,000 psi (55.1 MPa) en agua calentada de 54.4° a 93.3ºC ocasionada por un
incremento de volumen de únicamente 1.65%.

(a)
(b)
Figura 1.5.6 (a) Expansión aquatermal (modificado de Law,
1994) y (b) Generación de hidrocarburos (modificado de
Law, 1994).
Generación de hidrocarburos
Se ha identificado que la generación de hidrocarburos generan presiones
anormalmente altas (figura 1.5.6b). Como se sabe, la generación de
hidrocarburos es controlada y dependiente de una combinación de tiempo y
temperatura. Las dos reacciones principales involucradas con la generación de
crudo y gas de las rocas fuente de petróleo son:
 Maduración del kerógeno para producir aceite y/o gas
 Fraccionamiento de los hidrocarburos (aceite y bitumen a gas)
Estas reacciones típicamente se suscitan a profundidades de 2.0 a 4.0 km y a
temperaturas en el rango de 70º - 120ºC para la maduración del kerógeno y 3.0
– 5.5 km y 90º - 150ºC para el fraccionamiento de aceite al gas
Fenómenos osmóticos
La osmosis es definida como el movimiento espontáneo de agua a través de una
membrana semi-impermeable que separa a dos soluciones de diferente
concentración (o una solución y agua). El movimiento permanece hasta que la
concentración de cada una de las soluciones se iguala o hasta que la presión
osmótica no permite el movimiento de la solución de baja concentración a la
solución de alta concentración (figura 1.5.7). Evidencias de campo y de
laboratorio muestran que las lutitas sirven como membranas semi-permeables.
Aceite
Gas Humedo y
Condensados
Gas Seco
Incremento de
Volumen
a) Después Meissner, 1978b
Volumen de Sólidos
(Kerogeno/
Metamorfosis de
Materia orgánica)
Volumen de
Fluido y Gases de
Hidrocarburo

Figura 1.5.7 Fenómeno osmótico (modificado de Bourgoyne,
1991).
Nivel piezométrico del fluido
El efecto de una superficie piezométrica regional alta puede causar presiones
anormales (figura 1.5.8). La presión es normal, cuando el nivel del pozo es igual
al nivel piezométrico del sistema hidráulico, ya que las columnas hidrostáticas se
balancean. Así mismo, cuando el nivel del pozo es mayor que el nivel
piezométrico, se dice que existe una presión subnormal. Esto es debido a que la
presión hidrostática del fluido en el pozo es mucho mayor que la presión ejercida
por el sistema hidráulico en la formación. La diferencia de alturas genera este
fenómeno.
Por otro lado, cuando el nivel piezométrico del sistema hidráulico de la formación
es mayor que el nivel del pozo, la diferencia de alturas genera una presión
diferencial a favor del sistema hidráulico, lo que hace que el fluido de la formación
fluya a la superficie (pozo artesiano).

Figura 1.5.8 Nivel piezométrico de los fluidos (modificado de
Bourgoyne, 1991).
Efecto de flotación
En yacimientos cerrados, tal es el caso de las formaciones lenticulares, o en
formaciones con grandes echados y anticlinales, siendo estos porosos y
permeables, la presencia de las presiones anormales puede ser originada por
una acumulación de hidrocarburos (figura 1.5.9). El agua por diferencia de
densidad desplaza a los hidrocarburos echado arriba sobre-presionándolos. La
sobre-presión generada depende de la altura de la columna de los hidrocarburos
y del contraste entre las densidades de estos y del agua desplazante.

Figura 1.5.9 Efecto de flotación por contraste de densidades
(modificado de Bourgoyne, 1991).
Teoría de la compactación
El incremento de la sobrecarga, normalmente ocasionan que las rocas se
compacten, reduciendo el volumen del poro y forzando la expulsión de los fluidos
de la formación (figura1.5.10). La pérdida de porosidad varía con el tipo de roca
y cada tipo de roca tendrá un límite inferior más allá de la cual ninguna
compactación mecánica posterior es posible, y a partir de ahí, la pérdida de
porosidad es debido a la compactación química.

Figura 1.5.10 Efecto de la sobrecarga sobre la compactación
de la roca (Velázquez-Cruz, 2012).
Para explicar el proceso de compactación de la roca, Hottman y Johnson (1965)
se basaron en el modelo descrito por Terzaghi en 1948. Este consistía de un
recipiente cilíndrico que tenía una serie de pistones separados por resortes. El
espacio entre los pistones estaba lleno con agua y los pistones estaban
perforados. En la Etapa A, la válvula de drene está cerrada, por lo que al
aplicarle una carga (S), la presión en el fluido (P) se incrementa, y los resortes
(σ) no soportan parte de la carga (S). En la Etapa B, la válvula de drene se abre,
la presión en el fluido (P) se reduce y los resortes empiezan (σ) a soportar parte
de la carga (S). Por último, en la Etapa C, la presión en el fluido (P) es solo
debida a la altura de su columna y los resortes (σ) soportar toda la carga (S). La
figura 1.5.11 (a) muestra el modelo de Terzaghi (1948) adaptado por Hottman
y Johnson (1965) donde se describen de manera gráfica las etapas mencionadas
anteriormente. En correspondencia, la figura 1.5.11 (b) muestra el mismo
modelo pero adaptado de Terzaghi pero adaptado a un volumen de roca
(Velázquez-Cruz, 2012).

(a) (b)
Figura 1.5.11 (a) Modelo de compactación de Terzaghi
(Hottman & Johnson, 1965) y (b) Modelo de Terzaghi en un
volumen de roca (Velázquez-Cruz, 2012).
De este planteamiento se demuestra que si los fluidos atrapados o ligados a las
rocas logran escapar, estas contendrán una presión de poro normal o presión
hidrostática, sin embargo, si la baja permeabilidad impide que escapen, se
generara una sobrepresión debido al esfuerzo de sobrecarga. También se
demuestra que si los fluidos logran escapar del medio poroso, la roca se
compacta, reduciendo su porosidad; en pocas palabras se puede decir que el
esfuerzo compresivo (σ) crece continuamente con la compactación; siempre y
cuando los fluidos tiendan a escapar de la matriz porosa, por lo que una manera
de medir cuantitativamente el grado de compactación de las arcillas es con la
porosidad (φ). La expresión que describe el modelo de Terzaghi es la siguiente:
p
P
S +
=σ .............................................................................. (1.5.1)
Donde:
S= Esfuerzo total o sobrecarga
Pp= Presión de poro
σ= Esfuerzo compresivo o efectivo
De acuerdo con Hottman y Johnson (1965), cuando los fluidos dentro de los
poros de la arcilla escapan debido a la sobrecarga, la porosidad (φ) se reduce,
por el contrario, cuando los fluidos no pueden escapar, la porosidad no varía con
la profundidad. De esto podemos establecer que la porosidad a una profundidad
(D) depende de la presión del fluido. Si esta presión es anormalmente alta, la
porosidad (φ) también será anormalmente alta a la misma profundidad. La figura
1.5.12 (a) muestra el comportamiento típico de la porosidad en una zona con

sobrepresión; conforme la profundidad aumenta la porosidad se reduce hasta
una profundidad conocida como profundidad de retención de fluidos (PRF). A
partir de este punto, la porosidad se incrementa de manera anormal debido a la
retención de fluidos; que al soportar la presión de sobrecarga se sobrepresionan
dando origen a una zona de presión anormal alta. La profundidad de retención
de fluidos puede variar dependiendo de la velocidad de sedimentación y del tipo
de sedimento depositado (figura 1.5.12b).
Figura 1.5.12. (a) Comportamiento de la porosidad con la
profundidad en una zona con sobrepresión (Velázquez-Cruz,
2012) y (b) Esquematización de la profundidad de retención
de fluidos (Law, 2004).
También existen otras propiedades petrofísicas sensibles a la compactación o
porosidad que permiten detectar y evaluar sobrepresiones; entre las principales
se encuentran la resistividad, el tiempo de tránsito y la velocidad de la onda
sísmica. La figura 1.5.13 (a) muestra el comportamiento de la resistividad con
respecto de la profundidad; esta propiedad ira decreciendo conforme la
profundidad aumenta debido a la compactación de la roca, sin embargo, a cierta
profundidad la resistividad empieza disminuir debido a la reducción de la
compactación originada por un incremento en la porosidad y a su vez generado
por la retención de fluidos. El mismo caso se muestra en la figura 1.5.13 (b),
donde se describe como el tiempo de tránsito se va reduciendo con respecto a la
profundidad hasta que se alcanza la profundidad de retención de fluidos. En este

punto se invierte el comportamiento del tiempo de tránsito originado por un
cambio en la compactación.
(a) (b)
Figura 1.5.13. (a) Comportamiento de la resistividad en una
zona de sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012) y (b)
comportamiento del tiempo de tránsito en una zona de
sobrepresión (Velázquez-Cruz, 2012).
Análisis de tendencias de compactación
La mecánica de definición de tendencias normales consiste en identificar en un
registro indicador de los cambios de compactación la zona de presión normal y
la zona de presión anormal. La zona de presión normal será aquella parte del
registro donde se observa un comportamiento lineal o tendencia. Con base en
nuestra experiencia, se ha observado que en México las zonas de presión normal
se pueden encontrar en promedio hasta los 2000 m (Velázquez-Cruz, 2008).
Este dato se puede utilizar como guía para definir la linealidad de esa zona. La
zona de presión anormalmente alta se establece según se ha definido con la
teoría de compactación, es decir, una vez que los datos observados del registro
se separan de la tendencia normal. El proceso se repite para cada uno de los
pozos del área en estudio. El definir la linealidad del indicador de los cambios de
compactación, nos permite trazar una tendencia o línea que puede ser
representada por un modelo matemático. La forma del modelo que describe el
comportamiento de la compactación normal para curvas de resistividad y tiempo

de tránsito en la Costa Mexicana del Golfo (figura 1.5.14), se tomó con base la
función exponencial planteada por Athy (1930) sobre la compactación de lutitas
en el norte de Oklahoma.
cD
n e
0
φ
φ = .......................................................................... (1.5.2)
Donde:
φn= Porosidad normal
φ0= Porosidad en la superficie (ordenada)
D= Profundidad
c= Constante de compactación (pendiente)
Figura 1.5.14. (a) Modelo de Athy (1930) y (b) Modelo de
compactación para resistividad (Velázquez-Cruz, 2008).
Los modelos que describe la tendencia de compactación normal para la
resistividad y el tiempo de tránsito en este caso son:
cD
n e
R
R 0
= ......................................................................... (1.5.3)
cD
n e
T
T 0
∆
=
∆ ....................................................................... (1.5.4)
Donde:
∆Tn= Tiempo de tránsito normal
∆T0= Tiempo de tránsito en la superficie (ordenada)
Rn= Resistividad normal
R0= Resistividad en la superficie (ordenada)

Presión de sobrecarga
En una cuenca sedimentaria, el peso acumulativo de las rocas a una profundidad
específica, conocido como esfuerzo vertical (Sv) o esfuerzo de sobrecarga (S), es
una función del espesor (Z) y de la densidad de las rocas (ρr) sobreyacentes:
𝑆𝑆 = 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑍𝑍........................................................................... (1.5.5)
Donde:
ρr = Densidad volumétrica de la roca
S= Esfuerzo de sobrecarga (ordenada)
Z= Espesor de la capa
Dado que en la mayoría de las formaciones la densidad no es una contante sino
que varía con la profundidad; el esfuerzo vertical se calcula mediante la
integración de un registro de densidad (figura 1.5.15a):
𝑆𝑆 = ∫ 𝜌𝜌𝑟𝑟 ∙ 𝑑𝑑𝑑𝑑
𝑍𝑍
0
................................................................... (1.5.6)
Resolviendo la variación de la densidad con respecto de la profundidad, el
esfuerzo de sobrecarga finalmente queda como:
𝑆𝑆 =
∑ 𝜌𝜌𝑟𝑟∙(𝑍𝑍𝑖𝑖−𝑍𝑍𝑖𝑖−1)
𝑛𝑛
𝑖𝑖=1
𝑍𝑍𝑖𝑖
............................................................ (1.5.7)
La utilización del registro de densidad para determinar la sobrecarga debe
tomarse con reserva, ya que la densidad de la roca que se utiliza en un análisis
de presión de sobrecarga es aquella originada exclusivamente a la compactación,
sin embargo, la densidad que toma el registro no es únicamente le densidad
debido a la pérdida de porosidad, sino que también se ve afectado por:
 La geometría del agujero
 La presencia de presiones anormales
 La mineralogía de la roca y;
 La presencia de hidrocarburos
La figura 1.5.15 (b) muestra la variación de la sobrecarga entre un pozo terrestre
y uno marino.

(a) (b)
Figura 1.5.15. (a) Perfil de sobrecarga de un pozo
(Velázquez-Cruz, 2012) y (b) Variación de la sobrecarga
Cuando no se cuentan con mediciones directas de la densidad de la roca para
calcular el gradiente de sobrecarga (el caso de pozos exploratorios), se puede
utilizar la ecuación desarrollada por Gardner (1974), obtenida de estudios sobre
la velocidad en las rocas sedimentarias, para calcular la densidad del sistema
roca-fluido:
( ) 25
.
0
*
31
.
0 VI
r =
ρ ..................................................................... (1.5.8)
Donde:
ρr = densidad de la roca en gr/cc
VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s
Si solo se cuenta con el tiempo de tránsito del registro sónico se pueden utilizar
la siguiente expresión y la ecuación de Gardner (1974) para calcular la densidad
de la roca:








∆
=
o
t
VI
1
*
05
.
304878 ................................................................. (1.5.9)

Donde:
∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie
VI = Velocidad de Intervalo (p-wave), m/s
Método de predicción de la presión de poro
Eaton (1975), propuso una serie de ecuaciones empíricas basadas en las
mediciones de propiedades sensibles a la compactación de la roca (resistividad
y tiempo de tránsito). En su publicación propone una serie de ecuaciones
empíricas basadas en:
 El planteamiento de Terzaghi respecto a la compactación de los
sedimentos causado por la sobrecarga (S=Pp+σ)
 Las observaciones de Hottman y Johnson respecto al comportamiento de
los registros versus la compactación de la roca.
El modelo de Eaton calcula la presión de poro basado en la relación que existe
entre el esfuerzo efectivo anormal (σan) y el esfuerzo efectivo normal (σn) a la
profundidad de interés; y de la divergencia que existe entre las propiedades
sensibles a la compactación (resistividad, velocidad, tiempo de tránsito,
conductividad) y los valores de la tendencia de compactación normal (figura
1.5.16); es decir, para el caso de la porosidad (φn/φo), para la resistividad
(Ro/Rn), para el tiempo de tránsito (∆Tn/∆To), para el caso de la conductividad
(Cn/Co) y para la velocidad de la onda sísmica (Vpo/Vpn).

Figura 1.5.16 Modelo de Eaton (Velázquez-Cruz, 2012).
Con este modelo, la magnitud de la presión de poro depende de:
 La sobrecarga.
 El valor de la presión normal de formación.
 Los datos observados de los registros.
 La interpretación de la tendencia normal.
 Y el valor del exponente alfa.
Para el caso de resistividad y tiempo de tránsito las ecuaciones son las
siguientes:
[ ]
2
.
1
=






−
−
=
α
α
Rn
Ro
PPn
S
S
PP
.............................................................(1.5.10)
[ ]
0
.
3
=






∆
∆
−
−
=
α
α
To
Tn
PPn
S
S
PP
...........................................................(1.5.11)

Donde:
∆to= Tiempo de transito medido por el registro sónico, ms/pie
∆tn= Tiempo de transito de la tendencia normal, ms/pie
PP = Presión de poro, g/cm3
PPn = Presión de poro normal, g/cm3
S = Presión de sobrecarga, g/cm3
Ro= Resistividad medido por el registro, ohm-m
Rn= Resistividad de la tendencia normal, ohm-m
Estas ecuaciones fueron validadas con datos de pozos perforados en la Costa de
Luisiana, USA, y a pesar de eso, es el modelo más utilizado a nivel mundial para
la predicción de la presión de poro. Sin embargo, de estudios realizados de
presión de poro en pozos marinos de la Costa Mexicana del Golfo, se ha
encontrado que las ecuaciones para la resistividad y tiempo de transito
planteadas por Eaton sobrepredicen la presión de poro, es decir, se obtienen
valores mucho mayores a las mediciones reales, por lo que hay que ajustar el
exponente alfa. La figura 1.5.17 muestra la magnitud de la presión de poro
calculada con los exponentes originales para un pozo y el mismo pozo con los
exponentes ajustados.
Figura 1.5.17 Ajuste del modelo de Eaton (Velázquez-Cruz,
2008a).

Presión de fractura
A través de experiencias de campo y laboratorio se ha encontrado que la presión
que soporta una roca sin que se fracture, es función de su resistencia a la tensión
y de los esfuerzos a los que se encuentra sometida en el subsuelo. Dependiendo
de la magnitud de los esfuerzos principales, la fractura será vertical u horizontal,
pero siempre se fracturara perpendicular al esfuerzo mínimo. La figura 1.5.17
(a) y 1.5.17 (b) describen estados de esfuerzos presentes en el subsuelo y la
dirección de una fractura inducida dependiendo esos estados.
(a) (b)
Figura 1.5.17. (a) Estado de esfuerzos donde la fractura
inducida es vertical (Velázquez-Cruz, 2011) y (b) Estado de
esfuerzos donde la fractura inducida es horizontal
La determinación del esfuerzo horizontal mínimo (Sh) o de la presión necesaria
para fracturar la roca (Pfr), se vuelve esencial en la planeación de la cantidad de
asentamientos de tubería de revestimiento necesarios para alcanzar el objetivo,
lo que impacta considerablemente al costo del pozo. Asimismo, es el punto clave
para evitar pérdidas de circulación inducidas por un inadecuado programa de
fluidos de perforación, es decir, cuando la presión que ejerce el fluido de
perforación es mayor que la resistencia de la roca, se pueden generar fracturas
en la formación durante el proceso de perforación, lo que ocasiona que el fluido
se pierda en la formación y se genere una condición insegura para el pozo,
instalaciones y/o personal, aunado a las pérdidas económicas por reposición de
fluidos de control.

Para definir por anticipado la resistencia a la fractura de las rocas, se debe llevar
a cabo una prueba de integridad a la presión unos metros debajo de cada punto
de asentamiento de tubería de revestimiento, es decir, las pruebas de integridad
a la presión son pruebas que se efectúan durante la perforación de un pozo, una
vez que se ha perforado la zapata de la última tubería de revestimiento
cementada (figura 1.5.18a) y se realizan mediante el bombeo de fluido de
perforación con el pozo cerrado, para que se origine una presurización. El
objetivo fundamental, es conocer la máxima presión que será ejercida por el
fluido de perforación sin que exista falla de la roca y/o pérdida de circulación
durante la perforación de la siguiente etapa. Las pruebas de integridad a la
presión se pueden clasificar de acuerdo a la magnitud de presión ejercida en el
pozo y su comportamiento con respecto al tiempo o volumen de fluido inyectado
(1.5.18b) en:
 Prueba de integridad de la formación (FIT por sus siglas en Ingles)
 Prueba de goteo (LOT por sus siglas en Ingles)
 Prueba de goteo extendida (ELOT o XLOT por sus siglas en Ingles)
Las pruebas de integridad a la presión se realizan de una manera similar (White,
2002) operativamente, sin embargo, presentan cada una de ellas dos diferencias
básicas: El número de ciclos de presurización y el punto de presión o momento
en el cual la prueba se termina.
(a) (b)
Figura 1.5.18. (a) Esquema de una prueba de integridad de
presión en un pozo (modificado de Lin W, 2008) y (b)
Comportamiento típico de las pruebas de integridad de
presión (modificado de White, 2002).

La prueba de Integridad de la formación (Formation Integrity Test o solamente
FIT), es una prueba donde en la mayoría de los casos, la formación se presuriza
hasta alcanzar la máxima presión que ejercerá el fluido de perforación en estado
dinámico, para terminar la etapa que se prueba. También se puede tomar como
referencia máxima, el gradiente de fractura pronosticado a la profundidad de la
última tubería de revestimiento cementada o a la profundidad de la formación
más débil que se perforará en la etapa. En la figura 1.5.18 (b) se muestra una
gráfica de comportamiento de la presión superficial con respecto al volumen de
fluido inyectado o tiempo de desarrollo de la prueba de presión. El
comportamiento definido entre [0] y [1], corresponde al comportamiento típico
de una prueba de integridad de la formación, es decir, existe una relación lineal
entre la presión y la deformación de la roca. Esta prueba tiene como desventaja,
que no define la presión máxima que la formación soportará sin aceptar filtración
o pérdida de fluido de control.
La prueba de goteo (Leak Off Test o LOT) es una prueba de presión que se
desarrolla hasta que la formación “filtra” fluido de perforación. En la figura 1.5.18
(b), el comportamiento definido entre [0] y [3] corresponde a una prueba de
goteo característica. El comportamiento comienza con una deformación lineal de
la formación y al momento en que la formación empieza a “filtrar” fluido de
control, este comportamiento declina (cambio de pendiente), indicando que el
“goteo” ha iniciado y es momento de terminar la prueba. En la mayoría de los
casos, el valor de presión determinado al momento de la declinación, se
considera como el esfuerzo horizontal mínimo (Sh). Esto sería completamente
cierto si la fractura empezará a propagarse de manera uniforme y la resistencia
a la tensión de la roca fuera cero, sin embargo, en la mayoría de los casos, la
presión de goteo es mayor que el esfuerzo horizontal mínimo debido a que la
mayoría de las formaciones, fracturadas o no, presentan cierta cantidad de
resistencia a la tensión de la roca. Esta prueba tiene como desventaja que en
formaciones donde no existe fracturamiento natural, no se puede determinar la
presión de fractura y la resistencia a la tensión de la roca, debido a que una vez
que declina el comportamiento lineal se suspende la prueba.
Una prueba de goteo extendida (Extended Leak Off Test o ELOT o XLOT) es en
realidad una prueba de fracturamiento hidráulico, ya que la prueba se lleva a
cabo hasta que la roca falla por tensión. En la figura 1.5.18 (b), el
comportamiento entre [0] y [5] describe un ciclo de una prueba de goteo
extendida. La diferencia entre una prueba LOT y una ELOT, es fundamentalmente
la repetición de ciclos para eliminar cualquier efecto residual de la resistencia a
la tensión de la roca (figura 1.5.19), permitiendo obtener valores más precisos
del esfuerzo horizontal menor (Sh). Además, en formaciones que no son
naturalmente fracturadas, se puede determinar la presión de fracturamiento (Pfr)
y la resistencia a la tensión de la roca (To).

Figura 1.5.19. Prueba de goteo extendida de tres ciclos
La grafica de tiempo (volumen bombeado) contra presión de bombeo superficial,
proporciona diferentes puntos de presión a saber:
 Presión de goteo (Pg), punto de presión en el cual la relación lineal entre
el volumen bombeado y la presión de bombeo cambia de pendiente
(punto [2] de la figura 1.5.18b).
 Presión de fracturamiento (Pfr), punto en el cual la presión de bombeo
cae súbitamente debido al fracturamiento de la roca (punto [3] de la
figura 1.5.18b).
 Presión de propagación (Pp), valor de presión en determinado lapso de
tiempo, cuando la presión de bombeo se mantiene constante durante la
inyección debido a la propagación de la fractura.
 Presión de cierre instantáneo (Pci), valor de presión inmediatamente de
que se cesa la inyección de fluido al pozo.
 Presión de cierre (Pc), valor de presión que se mantiene constante
durante cierto lapso de tiempo, después de haber cesado el bombeo de
fluidos al pozo.
 Presión de reapertura (Pr), valor de presión en el cual la fractura inducida
vuelve a abrirse y propagarse.
De acuerdo con la figura 1.5.19, el valor del esfuerzo mínimo horizontal se
considera que es aproximadamente igual a la presión de cierre o la presión de

cierre instantánea, dependerá que valor de presión es menor y cuál de estas
presiones se puede definir de manera más precisa en la gráfica de la prueba de
goteo extendida, es decir:
ci
c
h P
P
S ≈
≈ .............................................................................(1.5.12)
También, del análisis de la figura 1.5.19 podemos inferir que la resistencia a la
tensión (To) es:
r
fr
o P
P
T −
= ..............................................................................(1.5.12)
La definición del esfuerzo horizontal mínimo representaría un límite inferior de lo
que se conoce como presión de fracturamiento, ya que sería la presión necesaria
para abrir y/o extender fracturas existentes, tal y como se mostró en la figura
1.5.19.
Para predecir este límite inferior (conocido como esfuerzo horizontal mínimo) se
pueden utilizar los siguientes modelos:
Hubert & Willis (1957):
𝑆𝑆ℎ = 𝐾𝐾𝑜𝑜(𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝑃𝑃) + 𝑃𝑃𝑃𝑃..................................................................(1.5.13)
𝐾𝐾𝑜𝑜 = 1/2 𝑎𝑎 1/3.........................................................................(1.5.13a)
Donde:
Po = Presión de poro, g/cm3
Ko = Coeficiente matricial (adimensional)
Matthews & Kelly (1967):
𝐾𝐾𝑜𝑜 =
𝑃𝑃𝑓𝑓𝑓𝑓−𝑃𝑃𝑃𝑃
𝑆𝑆−𝑃𝑃𝑃𝑃
..............................................................................(1.5.14a)
Donde:
Pfr = Presión de fracturamiento o valor de LOT, g/cm3
Eaton (1969):
𝐾𝐾𝑜𝑜 =
𝜈𝜈
1−𝜈𝜈
.................................................................................(1.5.15a)
𝑆𝑆ℎ =
𝜈𝜈
1−𝜈𝜈
(𝑆𝑆 − 𝑃𝑃𝑃𝑃) + 𝑃𝑃𝑃𝑃................................................................(1.5.15b)
Donde:
ν = Relación de Poisson (adimensional)

La relación de Poisson debe ser determinada a través de pruebas de mecánica
de rocas a núcleos. A estas propiedades se les conoce como estáticas, sin
embargo, se pueden utilizar relaciones basadas en la propagación del sonido a
las cuales se les conoce como propiedades dinámicas. Usando el registro sónico
dipolar, se puede utilizar la siguiente expresión:
𝜈𝜈 =
0.5∙�𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥
𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥
� �
2
−1
�𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥
𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥𝛥
� �
2
−1
.......................................................................(1.5.16)
Donde:
∆tc= Tiempo de transito compresional (p-wave), ms/pie
∆ts= Tiempo de transito corte (s-wave), ms/pie
Cuando la formación no presenta fracturamiento natural, se puede definir un
límite superior conocido como presión de fracturamiento y puede ser
determinada con la siguiente ecuación (Aadnoy, 1996):
o
o
H
h
fr T
P
S
S
P +
−
−
= 3 .................................................................(1.5.17)
Si consideramos que el esfuerzo horizontal máximo (SH) es igual al esfuerzo
horizontal mínimo (Sh) y además, que la tensión de la roca (To) es despreciable,
la ecuación 1.5.17 se convierte a:
o
h
fr P
S
P −
= 2 ............................................................................(1.5.18)
Sustituyendo la ecuación 1.5.15b en la ecuación 1.5.18 obtenemos la expresión
para definir el límite superior de la presión de fractura:
( ) o
fr P
P
S
P −
−
−
= 0
1
2
ν
ν
..................................................................(1.5.18)
Con las instrucciones y datos proporcionados en el archivo “Ejercicio-1.5 y
1.6.docx”, desarrolle un análisis de geopresiones y defina el número de tuberías
de revestimiento a utilizar, la profundidad de asentamiento de cada una de ellas
y su geometría, realice una presentación con sus resultados donde se muestre
el diagrama mecánico programado.

1.6 ASENTAMIENTO DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO Y
GEOMETRÍA DEL POZO
Al término del subtema, el participante definirá el número, diámetro y
profundidad de asentamiento de las tuberías de revestimiento de un pozo,
realizando un ejercicio por escrito.
Introducción
La selección o determinación de la profundidad de asentamiento de la tubería de
revestimiento (T.R.), es una de las tareas más importantes en la planeación y
diseño de los pozos petroleros. Una mala selección de la profundidad de
asentamiento, desde el punto de vista económico y de ingeniería, trae como
consecuencia incremento en los costos o riesgo en la viabilidad de la perforación,
de ahí la importancia de determinar la correcta profundidad de asentamiento de
las tuberías. Las tuberías de revestimiento representan entre el 15% y el 30%
del costo total del pozo. Lo anterior significa, que una definición optimizada de
las profundidades de asentamiento representará ahorros sustanciales en la
construcción de un pozo (figura 1.6.1).
Figura 1.6.1. Estado mecánico optimizado (modificado de
www.encana.com).

Las tuberías de revestimiento (TR) son tuberías de acero que constituyen el
medio con el cual se reviste o recubre el agujero que se va perforando. Los
objetivos principales de la tubería de revestimiento son los siguientes:
 Proteger las zonas perforadas para evitar que se derrumben.
 Aislar las zonas que causan problemas durante la perforación del pozo.
 Evitar el movimiento de fluidos entre formaciones.
 Proporcionan el medio para instalar las conexiones superficiales de
control (cabezales, BOPs), los empacadores y la tubería de producción.
 Permitir la explotación adecuada de los hidrocarburos (si existen).
Tipos de tuberías de revestimiento
Durante la perforación de pozos se requieren varías sartas de revestimiento para
poder alcanzar la profundidad programada. Las tuberías se clasifican por función
en:
 Tubo conductor
 Tubería Superficial
 Tubería Intermedia
 Tubería corta o Liner
 Tubería de Explotación

Figura 1.6.2. Clasificación de tuberías de revestimiento por
función (Velázquez-Cruz, 2004).
El tubo conductor (figura 1.6.2) no se asienta a mucha profundidad (50 a 150
m), por lo que no se tiene mucha resistencia para soportar algún brote. En la
mayoría de las áreas marinas, donde se tienen rocas suaves, la tubería es
piloteada con martillos. En las áreas con rocas duras, se requiere perforar un
agujero antes de introducir y cementar la tubería. El tubo conductor puede ser
una tubería de acero debidamente fabricada o simplemente una serie de
tambores soldados. Los principales objetivos del tubo conductor son:
 Suministrar un conducto para la circulación de los fluidos del fondo a la
superficie.
 Aislar las formaciones no-consolidadas que pueden ser erosionadas o
causar pérdidas de circulación severas.
 Minimizar los problemas de colapso o derrumbe del agujero, por ejemplo,
las rocas no consolidadas continuarán cayendo dentro del agujero sino
son estabilizadas con una tubería.
La tubería de revestimiento superficial (figura 1.6.2) es la primer TR
colocada a suficiente profundidad de tal manera que pueda soportar la presión
de un brote. Sus principales propósitos son:
 Contar con un medio para instalar el conjunto de preventores (BOPs).

 Aislar acuíferos de agua dulce evitando su contaminación con el lodo de
perforación.
 Mantener la integridad del agujero evitando derrumbes.
 Minimizar las pérdidas de circulación en formaciones someras con alta
permeabilidad.
 Revestir zonas débiles que no puedan resistir las presiones impuestas
durante el control de un brote.
Una tubería de revestimiento intermedia se ubica entre la tubería de
superficial y la tubería de explotación (figura 1.6.2). En pozos someros podría no
existir tubería intermedia y en pozos profundos podrían existir varías. Los
principales objetivos de las tuberías intermedias son:
 Incrementar la integridad del pozo de tal manera que se pueda perforar
a mayor profundidad.
 Proteger las curvaturas o trayectorias en la perforación direccional.
 Aislar formaciones problemáticas (presiones anormales, lutitas reactivas,
estratos salinos, etc).
 O simplemente proteger el avance de la perforación.
La tubería de revestimiento de explotación es aquella que se utiliza cuando
se alcanza el objetivo petrolero (figura 1.6.2) y tiene los propósitos siguientes:
 Aislar las zonas productoras de otras formaciones.
 Suministrar un área de trabajo de diámetro conocido en la zona
productora.
 Proteger el equipo de la tubería de producción y permitir su alojamiento.
 La tubería de revestimiento de explotación puede ser colocada arriba, a
la mitad o debajo de la zona productora o yacimiento.
Un liner o tubería corta es una tubería de revestimiento que no se extiende
hasta la superficie y su extremo superior termina dentro de la última TR
cementada (figura 1.6.2). Normalmente el traslape entre las dos sartas es de
100 a 150 m. Cuando se usa una tubería corta, la tubería de revestimiento
superior, debe ser evaluada con respecto a las presiones interna y de colapso a
las que estará sometida la tubería corta. Las tuberías cortas de perforación y
explotación son usadas frecuentemente como un método costo-efectivo para
ganar gradiente de fractura o control de la producción sin el gasto de instalar
una sarta hasta la superficie.
El Liner de explotación en ocasiones es utilizado como tubería de producción en
vez de introducir una tubería de producción como tal para producir los
hidrocarburos. El Liner de explotación es prolongado hasta la superficie

instalando la cantidad de tubería necesaria para alcanzar la superficie. A esta
tubería se le conoce como complemento de la tubería corta o tie-back. La
figura 1.6.3 resume todos los tipos de tuberías de revestimiento.
Figura 1.6.3. Tipos de tuberías de revestimiento por función
Criterios de asentamiento
La selección de la profundidad de asentamiento, se realiza primeramente para la
sarta más profunda que será introducida en el pozo y sucesivamente desde la
más profunda hasta la superficial. Los criterios de diseño utilizados para
determinar la profundidad de asentamiento de tuberías son:
 Densidad del fluido de control
 Pegadura por presión diferencial
 Ocurrencia de brote durante la perforación
 Tipo de formación y contenido de fluidos

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