El documento proporciona una introducción a la perforación de pozos, abordando su historia, componentes esenciales y tipos de pozos utilizados en la industria de hidrocarburos. Se analizan aspectos técnicos como la configuración del pozo, la porosidad, la saturación, la permeabilidad y las presiones de sobrecarga y fractura. Además, se discuten las herramientas y métodos pertinentes para garantizar operaciones de perforación seguras y eficientes.

1. INTRODUCCIÓN A LA
PERFORACIÓN DE POZOS
Integrantes:
• Baptista Galarza José A.
• Correa Romero Pedro
• Cupara Patzi Raul

2. HISTORIA DE LA PERFORACIÓN
Primer Pozo 1859 Edwin Drake
1920 RICHMOND LEHERING CO.
1921 STANDARD OIL COMPANY
Campo Bermejo 1924 Sanandita 1926 Camiri 1927
21 de Diciembre de 1936

3. CONFIGURACIÓN GENERAL DEL POZO
Los antepozo en perforación son pozos adicionales construidos antes de la
perforación principal para evitar la contaminación del agua subterránea durante el
proceso de perforación. Su construcción y diseño son esenciales para garantizar la
seguridad y eficiencia de las operaciones de perforación. Sus dimensiones
aproximadamente son (2,5 x 2,5 x 2,5)m^3
Donde se aloja:
• Brida de anclaje o grapa
de acople
• Cabezal de entubación
En equipos de perforación
mas pequeños:
• Parte inferior del
conjunto de preventores
de reventón BOP’s
ANTEPOZO
Se refiere a la estructura física y características generales de un pozo.

4. CABEZAL DE POZO
Es la base en la superficie sobre la cual se
construye el pozo durante las operaciones de
perforación, sus funciones son:
• Aislar el pozo del ambiente
exterior.
• Aislar entre reventores y
formaciones de fondo de
pozo.
• Mantener presión durante
las operaciones de control
de pozo o periodos de
cierre.

5. CARRETEL O
ESPACIADOR
El CARRETEL es un componente
importante esencial que almacena
y desenrrolla el cable de
perforación utilizado en el proceso
de perforación de pozos, provee
salidas y cuesta menos
reemplazar
Un ESPACIADOR es un fluido
utilizado para separar los fluidos
de perforación y las lechodas de
cemento durante el proceso de
cementación de un pozo,
asegurando un desplazamiento
eficiente y preventivo para no
tener problemas durante la
operación.
• Cañeria guía
• Cañeria superficial
• Cañeria intermedia
• Cañeria de
producción
• liner
CONFIGURACIÓN
SUB SUPERFICIAL

6. COLGADOR DE LINER
Para determinar un colgador de liner
mecánico o hidráulico, los factores mas
relevantes son:
• El que sea mas fácil de asentar y que me
involucre el menor riesgo de asentamiento.
• Si el colgador va ha ser asentado en una
profundidad que superen los 10000 pies, en
bajas o moderadas secciones de desviación
(mayor a 30 grados) un colgador de liner
hidráulico seria lo mas adecuado de
emplear.
El asentar un colgador de liner mecánico bajo
estas condiciones antes mencionadas sería
muy dificultoso.

7. DIÁMETROS TÍPICOS DE
TRÉPANOS UTILIZADOS EN
PERFORACIÓN
Los diámetros de los trépanos utilizados
en la perforación de hidrocarburos
pueden variar según el tipo de pozo, la
formación geológica y otros factores. Sin
embargo, aquí hay una guía general sobre
los diámetros típicos de trépanos
utilizados en diferentes etapas de la
perforación de pozos de hidrocarburos:
Los diámetros típicos de trépanos son
de:

8. TIPO DE POZOS:
En la industria de hidrocarburos,
existen varios tipos de pozos que se
utilizan para explorar, perforar y
producir petróleo y gas. A
continuación, se presentan algunos
de los tipos de pozos más comunes:
•Pozos verticales
•Pozos direccionales
•Pozos horizontales

9. CATEGORÍAS DE POZOS:
• Pozo exploratorio:
Es aquel pozo que se perfora en zonas donde no se había encontrados antes
petróleo ni gas.
• Pozo de avanzada:
Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada
que resulta productor, se perforan los pozos de avanza con el objetivo
principal de establecer los limites del yacimiento.
• Pozo de desarrollo:
Son aquellos pozos perforados con la finalidad de explotar, extraer y drenar
las reservas de un yacimiento .El objetivo principal al perforar un pozo de
desarrollo es aumentar la producción del campo, razón por la cual se
perforan dentro del área probada

10. PROPIEDADES PETROFÍSICAS
• Porosidad
• La porosidad es una medida de la capacidad de
almacenamiento de fluidos que posee una roca y se define
como la fracción del volumen total de la roca que corresponde
a espacios que pueden almacenar fluidos.
• Como el volumen de espacios disponibles para almacenar
fluidos no puede ser mayor que el volumen total de la roca, la
porosidad es una fracción y el máximo valor teórico que puede
alcanzar es 1. Muchas veces la porosidad es expresada como
un porcentaje.

11. Porosidad absoluta
Es aquella porosidad que considera el volumen poroso de la
roca esté o no interconectado. Esta propiedad es la que
normalmente miden los porosímetros comerciales.
.
Porosidad efectiva
Es la relación del volumen poroso interconectado con el
volumen bruto de roca.
La porosidad efectiva es el valor que se utiliza en los cálculos
de Ingeniería de Yacimientos , porque representa el espacio
poroso interconectado que contiene los fluidos de
hidrocarburos recuperable.
Porosidad no efectiva
Es la diferencia que existe entre las porosidad absoluta y
efectiva.
CLASIFICACION DE LA
POROSIDAD

12. CLASIFICACIÓN DE LA POROSIDAD SEGÚN EL TIEMPO DE POSICIONAMIENTO
Porosidad primaria o intergranular
Resulta de los vacíos que quedan entre los granos y
fragmentos minerales después que se acumulan como
sedimentos.
Porosidad secundaria
Resulta por acción de agentes geológicos tales como
lixiviación, fracturamiento o fisuración que ocurre
después de la litificación de los sedimentos.

13. FACTORES QUE AFECTAN LA POROSIDAD
Son la textura y la meneralogia

14. DISTRIBUCIÓN Y FORMA DE GRANO

15. SATURACIÓN:
La saturación de una formación es la fracción del
volumen poroso que ocupa un fluido (agua o
hidrocarburos )
Con base en este concepto , la saturación del agua se
define como la fracción o porcentaje del volumen
poroso que contiene agua de formación
- la sumatoria de las saturaciones de todos los fluidos
que se encuentra en el espacio poroso de una roca ,
debe ser igual a 1 siempre y cuando se considere un
medio poroso saturado por petróleo , agua y gas .

16. PERMEABILIDAD:
La permeabilidad es la
medición de la facilidad con
que los líquidos fluyen a
través de una formación
En una determinada muestra
de roca y con cualquier liquido
homogéneo, la permeabilidad
será una constante siempre y
cuando el liquido no
interactúe con la roca en si.
El símbolo de permeabilidad
se representa la letra (K
La ecuación de Darcy establece la
relación entre la velocidad del fluido y el
gradiente de presión, e inversamente
proporcional a la viscosidad del fluido.

17. Con el registro de resistividad se mide la resistividad
de la formación, aplicando conceptos básicos de
electricidad.
La resistividad eléctrica de una sustancia es la
capacidad de impedir o resistir el paso de corriente
eléctrica a través de sí misma.
La conductividad eléctrica es lo contrario a este
fenómeno
La unidad utilizada en los registros es el ohm-m2
/m,
La corriente puede atravesar únicamente a través del
agua en la formación por lo tanto la Resistividad va a
depender de:
• Resistividad del Agua de la Formación,
• Cantidad de Agua y presencia de Hidrocarburos en
la Formación y
• Estructura de Poro.
RESISTIVIDAD:

18. GRADIENTE DE PRESIÓN TOTAL DE SOBRECARGA
La presión de sobrecarga se define como la presión
ejercida por el peso total de las formaciones
sobrepuestas por arriba del punto de interés.
• La presión de sobrecarga está en función de:
• La densidad total de las rocas.
• La porosidad.
• Los fluidos congénitos
Sabemos bien que la presión ejercida por el peso
combinado de la matriz de la roca y los fluidos
contenidos en los espacios porosos de la misma (Agua
hidrocarburos, etc.), sobre las formaciones subyacentes,
se le denomina Presión total de sobrecarga y que en
forma matemática se expresa:
(presión total de sobrecarga) = (peso de matriz rocosa) +
(peso del fluido intersticial)

19. • El gradiente de presión total de sobrecarga, se encuentra con la
siguiente formula:
• Donde:
• Gs= Gradiente de presión total de sobrecarga, en kg/cm2/m.
• Ø= Porosidad de la roca, en fracción.
• Pm= Densidad de los minerales o sedimentos, en gr/cm3.
• Pf= Densidad del fluido intersticial, en gr/cm3 (Principalmente agua
salada).

20. • Lo anterior indica, que, si se desea obtener el
gradiente de presión total de sobrecarga a una
determinada profundidad, es necesario tener como
datos; la densidad de la roca, la densidad del fluido
contenido en la misma y su porosidad. Tomando un
promedio de la densidad de las rocas y de su
porosidad y como densidad del fluido contenido en
las rocas, agua salada de densidad 1.07 gr/cm3, se
ha obtenido un gradiente de presión total de
sobrecarga teórico de 0.231 kg/cm2/m,
considerándose dicho gradiente para la zona del
terciario en la costa del Golfo de México
FIGURA: Presión versus profundidad del pozo. La
presión de sobrecarga varía dependiendo de las
densidades de las rocas que sobreyacen, la presión
de poro normal de la formación varía ligeramente
dependiendo de la salinidad, la presión de fractura
varía según la resistencia de la roca.

21. GRADIENTE DE PRESIÓN DE
FRACTURA POR EL MÉTODO EATON
• la presión de fractura es la presión necesaria para superar la presión
de formación y la resistencia de la roca, dicha resistencia depende de
su solidez, su cohesión y los esfuerzos compresivos a los que se
someta.
• entonces es importante usar una densidad de lodo de perforación
adecuada que no provoque reventones o que esta sea excesiva que
induzca fracturas o las extienda, la pérdida de lodo en la formación es
costosa y al reducirse la presión hidrostática puede generar
reventones.

22. • ben a. eaton fue un investigador que estudió el gradiente de fractura de las formaciones,
propuso la siguiente fórmula para calcularla:
• el gradiente de formación se puede obtener de registros de pozos, o para uso prácticos se
considera el normal de la formación.
gfr = gradiente de presión de fractura, en kg/cm2/m.
gf = gradiente de presión de poro o de formación, en kg/cm2 /m.
d=profundidad del pozo, en m o pies (para la gráfica).
s=relación de poisson (constante elástica que proporciona una medida de
estrechamiento).
s = presión ejercida por el peso de sobrecarga de la roca, en lb/ pg2

23. GRADIENTE DE SOBRE CARGA
• el gradiente de sobrecarga se refiere a la variación de la presión con la
profundidad en un pozo. es la presión ejercida por la columna de rocas,
sedimentos y fluidos por encima de un punto específico en el subsuelo. este
gradiente se expresa típicamente en términos de presión por unidad de
profundidad, como psi/ft (libras por pulgada cuadrada por pie) o kpa/m
(kilopascales por metro).
RELACIÓN DE POISSON
• una constante elástica que es una medida de la compresibilidad de
un material perpendicular al esfuerzo aplicado, o la relación entre la
deformación latitudinal (y) y la deformación longitudinal (x)

25. VENTANA OPERATIVA

26. GRACIAS POR SU
ATENCIÓN!
LOS AMAMOS