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EXPLOTACION DE PETROLEO
SESION X: CLASIFICACIÓN Y TERMINACION DE POZOS
DOCENTE: ING: RUTH QUISPE SANDOVAL.
UNIVERSIDAD NACIONAL DEL ALTIPLANO PUNO
FACULTAD DE INGENIERIA GEOLOGICA Y
METALURGICA
ESCUELA PROFECIONAL DE INGENIERIA GEOLOGICA

Contenido
2
• ¿Qué es un pozo petrolero?
• ¿Cuántos tipos de pozos petroleros existen?
• ¿Qué es la infraestructura petrolera?
• ¿En qué consiste la perforación y terminación de pozos petroleros?
• ¿Qué infraestructura se requiere para perforar y terminar un pozo
petrolero?
• ¿Cómo se realiza la perforación y terminación de pozos petroleros?
• ¿Y para el caso de formaciones de shale gas/oil?
• ¿Cuáles son los factores clave para el caso de shale gas/oil?
• ¿Cuánta agua requiero y cómo protejo al medio ambiente?
• ¿Qué experiencias se tienen en perforación y terminación de pozos
petroleros en shale gas/oil?
• Y después de la perforación, ¿qué sigue?, ¿cómo anticipo la
producción de gas y aceite?

¿Qué es un pozo petrolero?
La única manera de saber realmente si hay hidrocarburos en el sitio, donde la
investigación sísmica y geológica propone que se podría localizar un depósito de
hidrocarburos, es mediante la perforación de un pozo petrolero.

Definición de pozo petrolero
• Un pozo petrolero es una obra de ingeniería encaminada a poner en
contacto un yacimiento de hidrocarburos con la superficie.
• Es una perforación efectuada en el subsuelo con barrenas de
diferentes diámetros y con revestimiento de tuberías, a diversas
profundidades, llamadas etapas de perforación, para la prospección o
explotación de yacimientos petroleros.
Diámetro de
agujero o
barrena
(pulgadas)
Etapa o tubería
Diámetro
de tubería
(pulgadas)
Profundidad
de
asentamiento
(metros)
36 Conductora 30 80 – 150
26 Superficial 20 600 – 1,000
17 ½ Intermedia 16 – 13 3/8 1,800 – 2,400
12 ¼ Intermedia 9 5/8 2,800 – 3,200
8 ½ Explotación 7 4,000 – 5,000
¿Definición de pozo petrolero?
4

Aunque los volúmenes del pozo son
generalmente calculados con la sarta de
perforación dentro del hoyo, ocasionalmente
es necesario conocer el volumen y capacidad
del pozo sin tubería.
El volumen y la capacidad de un intervalo del
pozo puede ser calculada usando la misma
ecuación que para un recipiente cilíndrico
vertical. Un pozo se compone de varios
intervalos, con los diámetros más grandes
cerca de la superficie, pasando
progresivamente a secciones más pequeñas
conforme la profundidad aumenta.
Así pues, para obtener el volumen de todo el
pozo, cada intervalo ha de ser calculado de
forma individual, luego se suman todos los
intervalos.

NOTA: Para los intervalos de «hoyo abierto», el tamaño real del pozo puede
ser considerablemente más grande que el tamaño de la mecha o barrena,
debido al ensanchamiento del pozo.
El volumen de cada sección puede ser calculado a partir de la siguiente
ecuación general:
La ecuación general es válida tanto para las unidades inglesas como
para las métricas.
Donde:
Dh = Diámetro del hoyo (abierto o entubado)
L = Longitud del intervalo

Si realizamos los respectivos análisis dimensionales…tendremos que, la capacidad
en bbl/ft o m³/m cuando el tamaño o diámetro del pozo esta expresado en pulgadas
o milímetros es:
Recuerde que, para llevar de m³ a litros se multiplica por 1000 y para llevar de
barriles a galones se multiplica por 42.
Posteriormente, para calcular el volumen de cada sección del pozo lo que se
hace es multiplicar la longitud de cada sección por su respectiva capacidad.
Finalmente, para obtener el volumen del pozo se suman los volúmenes de
cada sección.

Tipos de Pozos
El tipo de pozo depende principalmente del propósito de la perforación con lo cual
básicamente solo existen 3 tipos de pozos los cuales son:
 Exploratorios
 Evaluación
 Desarrollo
1. Pozos Exploratorios
Los pozos exploratorios son los primeros en ser perforados en un proyecto. El
principal objetivo de estos pozos es establecer la presencia de hidrocarburos. Los
datos geológicos tomados de los recortes, los núcleos y los registros, son los
objetivos de estos pozos. En resumen la función de los pozos exploratorios es
obtener la mayor cantidad de información al menor costo.

2. Pozos de Evaluación
Un pozo de evaluación es perforado como una etapa intermedia entre la exploración y la producción, para
determinar el tamaño del campo, las propiedades del yacimiento y cómo van a producir la mayoría de los pozos.
Ya que la geología del área es mejor conocida, la perforación y terminación de los pozos podrá ser mejor diseñada
para reducir al mínimo los daños al yacimiento. Estos pozos mejoran la calidad de la información para permitir a
los Geólogos e Ingenieros en Yacimientos la mejor predicción de la producción a lo largo de la vida del campo
3. Pozos de Desarrollo
El propósito principal de estos pozos es poner en producción al campo, siendo su prioridad la producción antes
que la toma de datos. Existen diferentes tipos de pozos de desarrollo los cuales son:
• Pozos de producción: son los más numerosos, el objetivo es optimizar la productividad del pozo.
 Pozos de inyección: estos pozos son menos numerosos, pero son indispensables para producir el yacimiento.
En particular algunos pozos inyectores son usados para mantener la presión del yacimiento y otros para
eliminar fluidos no deseados.
 Pozos de observación: Sirven para completar y monitorear varios parámetros del yacimiento. Algunas veces
pozos que son perforados y no se pueden usar para producción o inyección son utilizados como observadores.

2. Clasificación de Pozos
La perforación de pozos depende de varias razones, entre ellas se encuentra: el área geográfica, las características y
estructura del yacimiento, la columna geológica y la optimización de la producción del yacimiento al mínimo costo.
Debido a esto, los pozos se pueden clasificar en:
 Verticales
 Horizontales
 Desviados (de pequeño y gran ángulo)
 Multilaterales
1. Pozos Verticales
Estos pozos son los más comunes dentro de la industria petrolera siendo esto por las siguientes razones:
 Su perforación es la más sencilla
 Son los menos costosos
 Su operación es simple
 Diseño óptimo para fracturamiento hidráulico
 Ideales para yacimientos de espesor homogéneo

2. Pozos Horizontales
La perforación de estos pozos es debida principalmente a las siguientes razones:
 Yacimientos de poco espesor, o columnas de aceite de poco espesor donde la relación / no es demasiada baja, y no hay
barreras significativas a la permeabilidad vertical.
 Para minimizar bajas en la producción
 Para minimizar la perforación de pozos para el desarrollo de un campo
 En yacimientos fracturados donde un pozo horizontal da una mejor oportunidad de interceptar las fracturas.
 Para yacimientos propensos a la conificación de agua y gas
 Para yacimientos propensos a la producción de arena
 En combinación con la perforación de alcance extendido para drenar diferentes bloques o yacimientos, en un solo pozo.
 Cuando las cualidades del yacimiento varían en sentido lateral y un pozo horizontal da una mejor oportunidad de encontrar
los mejores puntos de extracción.
 En combinación con la perforación de alcance extendido, para desarrollar los yacimientos en zonas ambientalmente
sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido
Figura 3.2. Pozo Horizontal

3. Pozos Desviados
La perforación de estos pozos puede ser usada para muchos de los
propósitos de los pozos horizontales y adicionalmente para:
 Yacimientos de espesor grande donde la relación / es baja, y/o
existen barreras significativas a la permeabilidad vertical.
 Yacimientos lenticulares.
 Yacimientos en capas

4. Pozos Multilaterales
Los pozos multilaterales incrementan la productividad del pozo
principalmente incrementando la longitud de sección del yacimiento
expuesta hacia el pozo. Otros beneficios incluyen la posibilidad de
drenaje de más de un yacimiento, o más de un bloque de un
yacimiento en un solo pozo. Un pozo multilateral, es aquel con uno o
más laterales, es decir, uno o más pozos subsidiarios de un pozo
principal. Los laterales son usualmente pozos horizontales o
desviados.
Las principales aplicaciones para estos pozos son:
 Mejora el drenaje en un yacimiento
 Acceso a intervalos y bloques discontinuos en un yacimiento
 El drenaje de más de un yacimiento en un pozo
 Mejora la eficiencia de los proyectos de Recuperación
Secundaria y Mejorada
 En combinación con la perforación de alcance extendido, para
desarrollar los yacimientos en zonas ambientalmente
sensibles, o desde una plataforma marina, donde el número y
la ubicación de los pozos de superficie está muy restringido.
Figura 3.4. Pozos Multilaterales

QUÉ PROFUNDIDAD TIENE UN POZO DE PETRÓLEO
En la tarde del 27 de agosto de 1859 la perforación realizada por Drake
alcanzó una profundidad de 3 metros, aproximadamente y se llenó de
petróleo. Desde aquellos días hasta ahora, se han ido perforando pozos
cuyas profundidades han ido constantemente en aumento, siendo
corrientes los que en la actualidad llegan de 1.300 a 1.600 metros.
Hay casos como el pozo que está en Olinda, California, que tiene 2.680
metros.
El de Rosecrans y del Valle San Joaquín, California, el primero de los
cuales llegó a los 2.530 metros, y el segundo, que se considera el más
profundo del mundo con sus 4.573 metros.

No hay una clasificación típica de los tipos de pozos que funcione como algo definitivo. Debido
a eso, los pozos se pueden clasificar de variasmaneras.
15
¿Cuántos tipos de pozos petroleros existen?
Por su objetivo: Por su ubicación:
• Sondeo estratigráfico
• Exploratorio
• Delimitador
• Desarrollo
• Terrestre
• Marino aguas someras
• Marino aguas profundas
• Lacustre
Por su trayectoria: Por su función:
• Vertical
• Direccional
• Horizontal
• Multilateral
• Alcance extendido
• Productor
• Inyector
• Letrina
• Alivio

PARTICIPANTES INVOLUCRADOS
Geólogos
• Geofísicos
• Petrofísicos
• Ingenieros de Producción
• Ingenieros de Yacimiento
• Gerente del Proyecto
• Ingenieros de Pozo (Ing. de Perforación)
• Supervisor del sitio del pozo
• Personal del Contratista de Perforación. Ej: Transocean
• Personal de la Compañía de Servicios. Ej: Schlumberger
IPM Participantes Involucrados Introducción a la
Perforación

Centrales de
almacenamiento y bombeo
Sistema de transporte
de hidrocarburos
Baterías de separación
Sistema de pozos
Sistema de distribución
Sistema de refinacióny
petroquímica
Sistema de distribución,
comercialización y ventas
¿Qué es la infraestructura petrolera?
17
Infraestructura petrolera
Son todas las instalaciones utilizadas
en el proceso de explotación del gas y
petróleo.

• El proceso de perforación consiste en hacer
un agujero mediante la rotación de la sarta
de perforación y la aplicación de una fuerza
de empuje en el fondo, utilizando una
barrena.
• La perforación rotatoria consiste en realizar
un agujero por medio de un movimiento
rotatorio y una fuerza de empuje de la
barrena sobre la roca, convirtiéndola en
recortes.
¿En qué consiste la perforación?
18

• El movimiento rotatorio se puede generar y
aplicar en la superficie a través de una
máquina rotatoria y se transmite por medio
de la sarta de perforación, o bien, en forma
hidráulica mediante la acción de un motor de
fondo, el cual está conectado a labarrena.
• La fuerza de empuje se genera con el mismo
peso de la sarta de perforación.
• Se inyecta un fluido a través del interior de la
tubería que conforma la sarta y regresa a la
superficie por el espacio anular que va
dejando la perforación.
¿En qué consiste la perforación?
19

 El fluido de perforación sirve como
conductor de los recortes que van
surgiendo, para ser llevados a la
superficie.
 Ya que el fluido está en la superficie
se le separan los recortes, donde
finalmente circula por el sistema de
presas para posteriormente iniciar un
nuevo ciclo.
 La operación de hacer un agujero es
costosa, por lo que
una tarea bastante compleja y
debe ser
planeada y ejecutada en una forma
segura y eficiente.
 El objetivo final es que se obtenga
un pozo con las mejores condiciones
técnicas, al menor costo posible y
que permita conducir los
hidrocarburos a la superficie.
¿Cómo controlo el pozo?
20

(1) Perforar (hacer agujero)
21
(2) Introducir tubería de
revestimiento
(3) Cementar tubería
Etapas de la construcción de un pozo

3.Terminación de Pozos
La terminación de un pozo es esencial para la productividad del
mismo, ya que es la que comunica el yacimiento con el pozo, por lo
tanto es muy importante seleccionar la terminación que de la mayor
productividad debido a las diferentes características del yacimiento, y
evitar el daño al pozo y al yacimiento. Hay disponible muchos tipos de
terminación y cada una satisface deferentes necesidades, por este
motivo se da la clasificación siguiente:
 Terminación en agujero descubierto
 Terminación con agujero revestido
 Terminación con tubería ranurada no cementada
 Terminación sin tubería de producción (tubingless)
1. Terminación en Agujero Descubierto
En esta terminación la zona productora es perforada después de
cementar la última tubería de revestimiento o liner en la cima del
intervalo productor, por lo tanto la producción sale directamente del
yacimiento al pozo lo que causa ciertas ventajas y desventajas al
usar este tipo de terminación:

Ventajas:
 Esta terminación es operacionalmente simple y de bajo costo
 El flujo hacia el pozo es a través de los 360°
 Buen acceso a las fracturas
Desventajas:
 El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona
 La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
 No hay protección contra el colapso del pozo
 No se pueden aislar zonas
 Esta terminación es para formaciones no deleznables (principalmente calizas
y dolomías)
 Problemas con los contactos gas-aceite y/o agua-aceite
La terminación de pozos en agujero descubierto se usa en una sola zona
productora que además este bien consolidada o con un método de control de
arena, como lo es el empacamiento de grava y donde no haya problemas de
contacto gas-aceite y/o agua- aceite. Por lo general se utiliza en formaciones de
baja presión donde el intervalo de aceite es considerablemente grande.

2. Terminación con Agujero Revestido
Después que la zona productora es perforada, una tubería de revestimiento o liner es
introducida y cementada. Posteriormente se introducen pistolas las cuales son las
que hacen el conducto entre el yacimiento y el pozo. Estas perforaciones deben de
atravesar la tubería de revestimiento, el cemento y preferentemente la zona invadida
del fluido de perforación, así se evitará que el flujo de hidrocarburos pase por una
zona dañada, por lo tanto no perjudicará su productividad.
Ventajas:
 No se necesita limpiar el enjarre
 Los disparos atraviesan la zona invadida
 Se pueden aislar zonas
 Se pueden producir varios intervalos de interés
 Buena integridad del pozo si es cementado adecuadamente
 Protección contra el colapso
 Se pude utilizar para cualquier formación
 Control de pozos con problemas en contacto gas-aceite y/o agua-aceite
 Provee cierto control de arenamiento en el pozo
Desventajas:
 Mayor costo y operacionalmente mas difícil
 Mayor tiempo para poner en producción el pozo
 Es menor el flujo del yacimiento al pozo
 Se genera un daño adicional por los disparos
Figura 3.6. Terminación con Agujero Revestido

Esta terminación nos brinda una mejor selectividad entre intervalos y fluidos producidos, la
única condición es lograr una buena cementación entre el yacimiento y la tubería de
revestimiento, ya que si esta es inadecuada pone en peligro la integridad del pozo.
Actualmente este tipo de terminación es el mejor y más usado, ya que ofrece mayores
posibilidades para efectuar reparaciones posteriores. Se utiliza también en problemas de
contacto gas-aceite y/o agua-aceite y/o cuando hay diferentes intervalos productores
además de que se pueden probar las zonas de interés.
3. Terminación con Tubería Ranurada no Cementada
Después de haber perforado el intervalo productor se introduce una tubería ranurada o liner ranurado
que se ancla por medio de un empacador cerca de la zapata de la tubería de revestimiento que por lo
general se encuentra en la cima del intervalo productor. Esta tubería no es cementada, esto quiere
decir, que no se necesitan pistolas para perforar la zona productora.
Ventajas:
 Costo menor a la terminación con agujero revestido
 El pozo queda en contacto directo con el yacimiento
 El flujo es radial hacia el pozo a través de los 360°
 Buen acceso a las fracturas
 Las ranuras proveen cierto control de arenamiento en el pozo
 El liner provee protección contra el colapso del pozo
 La zapata de la tubería de revestimiento puede colocarse en la cima del intervalo productor
 Se puede proveer aislamiento de zonas instalando empacadores entre el liner y la formación

Desventajas:
 El enjarre puede afectar la productividad a menos que se lave la zona
 La producción tiene que pasar por cualquier zona dañada
 Incrementa la dificultad en la estimulación y el fracturamiento del pozo
Este tipo de terminación nos permite aislar zonas del intervalo productor,
instalando empacadores entre el liner ranurado y la formación así podemos
evitar problemas con los contactos o conificación de agua y/o gas. Además de
ser una terminación menos costosa que la terminación con agujero revestido
también nos ahorra tiempo en poner en producción el pozo.
Las desventajas mencionadas anteriormente se pueden eliminar, (el enjarre
puede eliminarse lavando bien la zona y el daño por fluidos de perforación se
puede eliminar por procesos de estimulación) la principal debilidad de esta
terminación es el fracturamiento y la estimulación del pozo, ya que no se tiene
un buen control en los volúmenes e inyección de los fluidos para dichos
tratamientos.

4. Terminación sin Tubería de Producción (Tubingless)
Este tipo de terminación se puede realizar como cualquiera de las terminaciones antes
mencionadas. Pero a diferencia de las demás esta terminación se realiza como su
nombre lo indica sin tubería de producción, es decir que la producción de
hidrocarburos es por la tubería de revestimiento.
Ventajas:
 Costó inicial mucho menor que la terminación con agujero descubierto
 Tiempo menor para poner en producción el pozo
Desventajas:
 Corrosión en la TR
 Poco eficiente para controlar el pozo en caso de algún descontrol
 Dificultad para hacer reparaciones al pozo
 Dificultad para instalar algún sistema artificial de producción
La terminación sin tubería de producción solo se usa en ciertas condiciones, ya que la
producción fluye por la tubería de revestimiento y si el hidrocarburo presenta algún
componente que favorece a la corrosión o simplemente arena en el flujo podría
presentar abrasión lo que debilitaría la tubería y podría ocasionar fugas hacia otras
formaciones lo cual disminuiría la producción e inclusive podría ocasionar la pérdida
del pozo. Generalmente este tipo de terminación se utiliza en yacimientos donde la
vida del mismo es relativamente corta y el hidrocarburo es limpio.

Terminación del pozo
•Una vez concluida la perforación,
inicia la etapa que se conoce como
terminación del pozo.
•Se entiende por terminación a las
actividades encaminadas a explotar
tuberías de revestimiento
los yacimientos, a través de las
de
dejarlo
para
por el método más
explotación,
produciendo
conveniente.
•Básicamente,
consiste en
una terminación
establecer en forma
controlada y segura la comunicación
entre el yacimiento y la superficie,
generalmente a través de canales de
flujo generados por medio de
disparos con cargas explosivas.
¿En qué consiste la terminación de pozos petroleros?
30

Terminación del pozo
31
• Se introduce una tubería de
con un
la zona
producción
empacador
productora
al pozo,
para aislar
de los demás
componentes tubulares del pozo.
• Finalmente el pozo es puesto en
producción y alineado a las
de
instalaciones superficiales
producción.
¿En qué consiste la terminación de pozos petroleros?

¿Qué infraestructura se requiere para perforar y terminar
un pozo petrolero?
32
El equipo de perforación rotatoria
Sin importar que clase de equipo de perforación se seleccione para perforar un pozo, todos ellos
cuentan con los siguientes componentesprincipales:
• Sistema de potencia: generadores y motores para malacate, bombas yrotaria
• Sistema de izaje: malacate, corona, block viajero, cable y equipo auxiliar (gancho, gafas y
elevadores)
• Mástil y subestructura
• Sistema de rotación: Kelly, rotaria, unión giratoria o swivel ymanguera
• Sistema circulatorio
• Sistema de preventores
• Sarta de perforación
• Barrena

Taller de Hidrocarburos en Lutitas. Gas Shale
Block viajero
Gancho
Malacate
Torre
Corona
Motores generadores
Bombas
de lodo
Presas de lodo
Equipo de control de
sólidos
Múltiple de estrangulación
Block de la corona
Tubería de perforación
Mesa rotaria
Subestructura
Conjunto de preventores
El equipo de
perforación
y sus
componentes
principales

Barrena y sarta de perforación
34
Elementos fundamentales

¿Qué infraestructura complementaria se requiere?
Equipo complementario
• Unidad de cementaciones
• Equipo de registros geofísicos
• Equipo de fracturamientohidráulico
• Unidad de disparos
• Unidad de tubería flexible
35

Definición
de
objetivos
Planeaci
ón
Diseñ
o
Construcció
n y
seguimient
o
Evaluaci
ón
• Selección del tipo
de pozo.
• Definición de
objetivos y
localización.
• Requerimientos de
información.
• Análisis y
estandarización de
información
disponible.
• Identificación y
definición del
alcance del
proyecto - pozo.
• Definición y
clasificación de
escenarios.
• Selección del
escenario óptimo.
• Elaboraciónde
ingeniería
conceptual.
• Definición detallada
del escenario
seleccionado.
• Elaboración del
programa de
perforación.
programa de
terminación.
programa
operativo.
• Ejecución del
proyecto.
• Seguimiento
técnico a las
actividades de
perforación y
terminación de
pozos.
• Optimización y
control de la
perforación y
terminación.
• Integración de
resultados.
• Análisis de
informes finales.
• Evaluación de
resultados.
• Documentación de
aspectos
relevantes y
lecciones
aprendidas.
36
El proceso de perforación y terminación de pozos

• El primer pozo productor de gas shale en USA fue perforado en 1821, en una localización
cercana al pueblo de Fredonia, NewYork.
• Durante los 80’s Barnett fue uno de los plays de gas natural más activos en Estados Unidos,
ubicado en el estado de Texas y el detonante de la explotación de formaciones shalegas/oil.
• Desde 1980 hasta 2002, en Barnett:
- La mayoría de los pozos perforados eran verticales
- La producción pico rondaba los 60 mmcf/mes porpozo
• A partir del 2002, en Barnett:
- Se reemplazaron las perforaciones verticales porhorizontales
- La producción pico rondaba los 200 mmcf/mes porpozo
37
¿Y para el caso de formaciones de shale gas/oil?

El caso del play Eagle Ford
Play Eagle Ford
• Se ha incrementado de manera
importante la actividad de perforación en
este play al sur de Texas.
• La compañía Petrohawk en el 2002
perforó el primer pozo en el área.
• En el 2012 se autorizaron 4143 permisos,
para la perforación de nuevos pozos,
según la Texas Railroad Commission.
• El costo de la perforación y terminación
oscila entre 6 a 8 MMUSD.
• La mayoría de las compañías se han
enfocado a la ventana de aceite y gas
húmedo.
• La técnica de perforación se ha enfocado
a la perforación horizontal y terminación
con fracturamiento hidráulicomultietapa.
38

Variables de calidad
Los factores clave para el caso de shale gas/oil, se pueden integrar en dos grandes rubros:
• Calidad del yacimiento.
• Técnica de perforación y terminaciónaplicable.
Factores clave para la explotación del yacimiento
39

Los factores clave aplicables en el caso de shale gas/oil son:
• Geomecánica
• Perforación horizontal
• Fracturamiento hidráulico multietapa
40
Factores clave para la perforación y terminación

Geomecánica
• Especialidad que aplica la geología, mecánica de solidos, matemáticas y física para
cuantificar la respuesta de las rocas a los cambios deesfuerzos.
• Para yacimientos de lutitas es generalmente aplicable en dos áreasprincipales:
- Ayudan a anticipar y prevenir inestabilidad en el agujero, sobre todo en perforaciones
horizontales.
- Ayuda a determinar la opción óptima de terminación del pozo.
La geomecánica como elemento fundamental
41

• La selección de la trayectoria del pozo depende, entre otras, de las propiedades mecánicas y
petrofísicas de la formación.
• La distribución de esfuerzos, grado de anisotropía y estabilidad geomecánica de la
formación, alrededor del pozo y a nivel de campo, permiten definir la mejor alternativa de
trayectoria y la estrategia de terminación delpozo.
• Uno de los factores de éxito de la trayectoria depende de la geonavegación a través de la
formación de interés, plenamenteidentificada.
• Dentro de los elementos de éxito del fracturamiento hidráulico multietapa, se debe
considerar una adecuada caracterización geomecánica de la formación y la correcta
selección de la técnica operativa y suejecución.
42
La geomecánica como elemento fundamental

Perforación Horizontal
• Técnica de perforación clave en la
explotación de yacimientos no
convencionales tipo shale.
• Es un esfuerzo de ingeniería para
desviar un agujero a lo largo de
una trayectoria planeada hacia un
objetivo a cierta profundidad en el
subsuelo.
• La ubicación de este tipo de pozo
está a una distancia lateral dada y
en una dirección definida, a partir
de la posición superficial.
La perforación horizontal como base de la explotación
43

• Los pozos horizontales usan drenes
múltiples a lo largo de su
trayectoria y se desarrollan a partir
de un pozo primario o piloto,
coadyuvando conjuntamente con el
fracturamiento hidráulico.
• El costo de un pozo horizontal
puede ser hasta tres veces mayor
que un pozo vertical, sin embargo
su producción puede verse
incrementada hasta 14 veces.
Poz
o
pilot
o
Fractura en
pozo
horizontal
Detalle
44
¿Por qué perforación horizontal en shale gas/oil?

• La estrategia de explotación de los
yacimientos no convencionales shale
gas/oil implica la perforación y
pozos
terminación masiva de
horizontales.
¿Cómo se está aplicando la perforación horizontal?
45

• Técnica de estimulación de pozos utilizada desde 1947, sobre todo en aplicaciones para
formaciones con baja permeabilidad, tales como laslutitas.
• El fracturamiento hidráulico permite abrir canales de flujo de alta conductividad que se
extienden desde el pozo, a través de la formación impregnada de gas y/o aceite y esto le
permite fluir desde la roca, a través de la fractura, hasta elpozo.
¿Qué es el fracturamiento hidráulico?
46

¿Cómo se fractura?
 3 mm
el fracturamiento
47
se bombea fluido a
• Durante
hidráulico
través de
tubería
los disparos de la
de revestimiento,
utilizando
dependiendo de la técnica
utilizada, altas
para fracturar la
presiones
formación.
• A medida que la inyección de
fluido a alta presión continúa, la
fractura sigue creciendo o
propagándose.
• En tanto la fractura continúa
propagándose, se adiciona un
apuntalante al fluido bombeado
(arena), cuya función es
mantener abierta la fractura y
permitir a los fluidos trasladarse
al pozo.
Fracturamiento hidráulico multietapa

¿Por qué fracturar?
Terminación Inicial
- Lograr un mayor fracturamiento efectivo.
- Distribuir adecuadamente las fracturas.
- Crear áreas de drenado masivo.
Mantenimiento
- Operaciones de estimulación.
- Conectar zonas no drenadas o no
consideradas inicialmente.
¿Por qué fracturamiento multietapa?
48
Fracturamiento hidráulico multietapa

• La aplicación de la microsísmica permite modelar la arquitectura de la terminación y sus
áreas de drenado, así como la distribución de esfuerzos, que dan como resultado
diferencias significativas en la recuperación de hidrocarburos, a través de diferentes
patrones de drene.
• Adicionalmente, la microsísmica en tiempo real, permite monitorear los procesos de
estimulación mientras estos suceden y detectar las trayectorias de flujo a través de las
fracturas.
• Los modelos de flujo pueden determinarse conociendo la distribución de esfuerzos
inducidos y el patrón de distribución volumétrica de las fracturas.
SPE 131779
49
¿Como se evalúa la fractura?

¿Cuánta agua requiero?
50
• El rango de etapas de fracturamiento hidráulico en pozos horizontales puede oscilar entre 6 y
12, según criterios de diseño para un pozo enparticular.
• Un fluido de fracturamiento típico para aplicaciones en lutitas, es 99.5% agua y arena y el otro
0.5% son aditivos que varían según el pozo y eloperador.
• Los volúmenes de agua requeridos pueden oscilar entre 7,570 m3 y 22,710 m3 de acuerdo al
número de etapas y diseño de la fractura, un valor típico es alrededor de 11,355m3.
• Después del fracturamiento hidráulico, parte del fluido es retornado a la superficie (flowback)
y este volumen puede oscilar entre el 20 y el 80% del volumeninyectado.
• El agua recuperada puede ser reciclada para su reutilización en nuevas operaciones o ser
reintegrada en pozos de inyección .
• Reutilizar los volúmenes de agua de retorno, es un esfuerzo importante en el proceso de la
administración de este recurso, ya que es un elemento clave en el procesoproductivo.
• Es importante considerar aspectos de disponibilidad del agua, su manejo y transporte,
disposición y regulaciones aplicables.

¿Cómo protejo al medio ambiente?
51
• En términos generales las siguientes acciones coadyuvan a proteger el medioambiente:
- Reducir las áreas de afectación durante el proceso de perforación y terminación de
pozos.
- Incrementar los niveles de seguridad durante lasoperaciones.
- Reutilizar el agua de retorno.
- Manejar de forma adecuada los desechos de perforación (recortes, fluidos de control y
fracturantes).
- Aplicar nuevas tecnologías de fracturamiento tendientes a reducir los volúmenes de
agua utilizada.

Área Sabinas – Burro-Picachos – Burgos
Play Eagle Ford
Fuente: Potencial de recursos no convencionales asociado a plays de aceite y
gas de lutitas en México, J. Antonio Escalera A., Pemex, Agosto, 2012
• Área prospectiva: 34,700 km2
• Tipo de hidrocarburo esperado: gas seco y
húmedo.
• El play es Cretácico Superior Eagle Ford.
Resultados
• Con los pozos Emergente-1 y Habano-1 se
comprobó la continuidad de las zonas de gas
seco y gas húmedo del play Eagle Ford.
• El pozo Percutor-1 productor de gas seco
probó la extensión de este play hacia la
Cuenca de Sabinas.
• Con los pozos Nómada-1 y Montañés-1 se
exploraron las zonas de aceite y gas húmedo
respectivamente, con resultados parcialmente
concluyentes.
¿Qué experiencias se tienen en perforación y terminación
de pozos petroleros en el play Eagle Ford?

Área Sabinas – Burro-Picachos – Burgos
Play Jurásico Superior
• Área prospectiva: 42,300 km2
• Tipo de hidrocarburo esperado: gas seco,
húmedo y aceite ligero.
• El play es Jurásico La Casita – Pimienta.
Fuente: Potencial de recursos no convencionales asociado a plays de aceite y
gas de lutitas en México, J. Antonio Escalera A., Pemex, Agosto, 2012
53
Resultados
• El pozo Arbolero-1 comprobó el concepto de
shale gas en el Jurásico Superior de la
Cuenca de Sabinas.
• Con el fin de evaluar el Jurásico Superior en
el área sur de Burgos, se perforó el pozo
Anhélido-1 y posteriormente el Nuncio-1.
¿Qué experiencias se tienen en perforación y terminación
de pozos petroleros en el play Jurásico Superior?

Y después de la perforación, ¿qué sigue?
LCV
FE/FR
TRAMPA DE ENVÍO
A GASODUCTO
TRAMPA DE ENVÍO
OLEOGASODUCTO
TOMA PARA
PIPA
TV
SHBP-1 SHBP-2
MC
LCV
LCV
PV-1
PATIN DE REGULACIÓN
DE SUCCIÓN
TM
T
V
S
V
S H
TD
H
54

¿Cómo anticipo la producción de gas y aceite?
Modelo de producción teórico
Resultados de pruebas en
nuevos pozos
Modelo de producción
Desarrollo del campo
Optimización de
instalaciones superficiales
Evaluación económica
55

• Adicional a la determinación de los sweet spots, el éxito en la explotación de yacimientos
no convencionales es culminado con la adecuada planeación, diseño y ejecución de la
perforación y terminación de pozoshorizontales.
• Dentro del proceso de terminación de los pozos, el punto de mayor enfoque es el
fracturamiento hidráulico multietapa.
• Lo anterior no puede quedar completo sin una adecuada caracterización geomecánica, en
la que se determine una distribución de esfuerzos que permitan planear las trayectorias
encaminadas a la mayor productividad.
• En los próximos años se tendrá que desarrollar tecnología en perforación enfocada a
reducir costos, mejorar la estabilidad de los pozos horizontales y minimizar el impacto
ambiental de la perforación.
• En el caso de la terminación, se debe eficientar el fracturamiento hidráulico y sobre todo en
la aplicación de tecnologías tendientes a reducir los volúmenes de agua utilizados en los
procesos vigentes.
56
Comentarios finales

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