Tema i historia perforacion

Prof. Ing. Luis Soto Pineda
I. Conceptos básicos de geología
II. Inicios de la perforación en México
III. Ubicación geográfica de los yacimientos en México
IV. Fluidos y presiones del yacimiento
V. Evolución de las técnicas de perforación
VI. Equipos convencionales de perforación
Objetivo: El alumno será capaz de explicar el origen del petróleo, el
concepto de migración del petróleo, describir los diferentes
ambientes donde se desarrolla la actividad petrolera en México,
así como, conocer la evolución de las técnicas de perforación y la
identificación de los diferentes equipos de perforación existentes.
FACULTA DE INGENIERIA Elementos de Perforación
CAPITULO I
ORIGEN DEL PETROLEO Y EVOLUCION DE LA PERFORACION

I. Conceptos básicos de geología del petróleo
a. Origen
Petra aceite de piedra oleum aceite
De manera general se manejan dos teorías sobre el origen del petróleo:
La palabra petróleo significa aceite de piedra. Es de origen bituminoso y esta compuesto
básicamente de carbono e hidrógeno, que en su forma natural se encuentra en estado
sólido, líquido y gaseoso.
Inorgánica: Que formulaba la formación del petróleo como resultado de reacciones
químicas entre el agua y el CO2.
Orgánica: Formula la formación del petróleo como un producto de la descomposición de
organismos vegetales y animales que fueron sometidos a enormes presiones y altas
temperaturas en ciertos periodos geológicos.
El petróleo se encuentra en sus tres estados: sólido, liquido y gas.

b. Migración del petróleo
Una vez creado, el petróleo se ubica dentro del especio poroso de la roca que lo genero
que por su naturaleza se encuentra ocupado por agua. Debido a la incompatibilidad de
densidades se crea una fuerte presión interna en la roca que propicia la expulsión del
petróleo de la roca generadora e inicia la migración primaria.

b. Migración del petróleo
Una vez fuera de la roca generadora el petróleo sigue viajando hacia porciones más
someras hasta que es detenido por rocas impermeables o trampas, a esto se le
conoce como migración secundaria.

b. Generación, migración y acumulación de hidrocarburos
El viaje termina cuando el petróleo se encuentra con una roca impermeable que le impide
el paso.

c. Clasificación de los yacimientos
1.- Por el tipo de trampa se clasifican en:
Los yacimientos petrolíferos se clasifican básicamente por el tipo de trampa en que se
almacenan o por la clase de fluido que contienen.
Trampas de tipo Estructural.- Son aquellos yacimientos que se encuentran asociados a
pliegues o fallas como anticlinales, sinclinales, fallas, etc..
Trampas estratigráficas.- Son aquellos yacimientos en los cuales el principal elemento
de contención es estratigráfico o litológico y dependen del carácter sedimentológico de
las formaciones que las constituyen.
Trampas combinadas.- Se refiere a las trampas en las que se conjugan aspectos
estratigráficos y tectónicos.
Trampas asociadas a intrusiones. Estas pueden ser del tipo ígneo, salino o arcilloso.
Se denomina yacimiento, a un estrato de roca poroso y permeable que contiene
hidrocarburos (en cualquiera de sus formas).

c. Clasificación de los yacimientos por el tipo de trampa.
TRAMPA ESTRUCTURAL
TRAMPAS COMBINADAS
TRAMPA ESTRATIGRAFICA
INTRUSION IGNEA

2.- Por el tipo de fluidos tenemos:
c. Clasificación de los yacimientos (continuación)
Aceite negro.- Los hidrocarburos contenidos por este tipo de yacimientos son de color
café oscuro a negro con densidades de 30 a 40 °API.
Aceite volátil.- Los hidrocarburos contenidos por este tipo de yacimientos son de color
café claro con matiz amarillo, rojo o verde con densidades entre de 40 y 50 °API.
Gas y condensado.- Estos yacimientos contienen hidrocarburos condensados, en los
que predomina el gas en fase líquida. Su densidad se encuentra entre 50 y 70 °API.
Gas Húmedo.- Estos yacimientos almacenan gas con pequeñas cantidades de líquido de
color claro o rosado, y sus densidades varían entre 60 y 70 °API.
Gas seco.- Estos yacimientos contienen gas seco como metano, que tienen una fracción
mol superior al 95%; básicamente no contienen líquidos.

II. Historia de la perforación en México
Periodo 1900 – 1937 ( La perforación por compañías privadas)
En 1900 se inicia la historia comercial de la industria petrolera en México con la
perforación del pozo “La Pez # 1” localizado por el geólogo mexicano Ezequiel Ordóñez,
perforado a 500 m y con una producción inicial de 1,500 bpd, se descubre “La Faja de
Oro”, se desarrolla el 1er campo petrolero “El Ébano” en Sn Luís Potosí y se perforan
5,743 pozos.
Sin duda uno de los pozos más espectaculares fue el “Cerro Azul 4”, perforado a 545 m
con producciones de más de 25,000 bpd y que actualmente continua en producción.
La cadena de explotación de la industria petrolera abarca varias especialidades, siendo
una de las más importantes por el monto de la inversión y el alto riesgo que representa, la
“perforación”. Los diferentes objetivos de la perforación son:
Explotación de aguas subterráneas
Explotación del azufre.
Creación de electricidad
Explotación del petróleo
Construcción de cavernas almacenadotas
En 1859 se perfora el 1er pozo petrolero en América “Drake” a una profundidad de 22.4 m y una
producción de 20 bpd.

Periodo 1938 – 1960 ( Maduración de la perforación nacionalizada)
En este periodo se perforaron 4,669 pozos, se incrementan las reservas a un ritmo de
6% anual, se incremento el éxito en la perforación de 40 al 61% y a partir de 1946
Pemex contrata compañías perforadoras con cero participación en los beneficios
obtenidos de la producción. En 1953 se incursiona por primera ves en proyectos marinos
frente a las costas de Tuxpan, Ver.
120
100
80
60
40
20
0
5,000
4,000
3,000
2,000
1,000
0
1935 1942 1946 1950 1954 1958 1960
Pozos
Reservas
Perforación para la incorporación de reservas
1933 1946 1952 1954 1960
160
140
120
100
80
60
40
20
0
Equipos de Perforación
1938 - 1960

Periodo 1961 – 1980 ( Perforación de los grandes yacimientos)
Se reorientan los trabajos de exploración y perforación hacia zonas de mayor potencial, en
este lapso se perforan 9,310 pozos (2,167 exploratorios). En 1963 se obtiene producción
comercial en la formación “El Abra” en el cretácico medio (una extensión de la Faja de Oro),
en 1972 se descubrió el área cretácica de Chiapas – Tabasco, con los pozos Sitio grande 1
y Cactus 1, se descubre el complejo Cantarell en la zona marina, se incrementan las
reservas y el éxito en la perforación alcanza porcentajes del 85%. México pasa de ser un
país importador a exportador de hidrocarburos.
Periodo 1981 – Actual (Incorporación de tecnologías y la creación de la Unidad de
Perforación y Mantenimiento de Pozos UPMP)
Para fines de 1999 se perforaron 3,467 pozos (702 exploratorios), se alcanzan
profundidades de 7,615 m en la perforación y se inicia la perforación con mayores tirantes
de agua 384 m. Se genera el programa OTP.
Se alcanzan producciones de aceite por arriba de los 3 millones de barriles y los 5 mil
millones de pies cúbicos de gas.

Los yacimientos petrolíferos ubicados en el territorio nacional han sido agrupados en tres
regiones con fines de estudio, control y desarrollo: Región Sur, Región Norte y Región
Marina que a su vez, esta integrada en dos regiones la Marina Noreste y Marina Suroeste.
La Región Marina Noreste.- Se encuentra ubicada al suroeste del país con una extensión
de 166 mil kilómetros cuadrados, inicia su actividad comercial en 1975 con la perforación
del pozo Chac 1 productor de aceite y gas.
Complejos o campos importantes
 Complejo Cantarel
Contribución en la producción
 Aporta el 72% del aceite
 Contribuye con el 21% de gas
Tipo de hidrocarburo
 Aceite pesado 18 °API
 Gas asociado
Formación productora
 Brechas del paleoceno inferior
 Cretácico superior
CARACTERISTICAS

La Región Marina Suroeste.- Se encuentra ubicada al suroeste del país con una
extensión de 352,390 mil kilómetros cuadrados, sus antecedentes se remontan a 1923, sin
embargo, su historia comercial inicia en 1971 con la perforación del pozo Marbella 1. La
mayor producción al igual que la marina noreste , proviene de las brechas del paleozoico y
cretácico superior, aunque también tiene producción en el terciario y kimmeridgiano.
 Abkatún, Pool, Chuc y Cann
 Aceite ligero 28 °API
 Gas asociado
 Brechas del paleoceno inferior
 Cretácico superior y J. S. K.
CARACTERISTICAS

La Región Norte.- Es la más extensa con 2 millones de kilómetros cuadrados, la historia
de la región comienza en 1881 con la exploración de compañías extranjeras en los
estados de Veracruz y Tamaulipas, sin embargo la historia comercial inicia en 1900 con la
perforación y desarrollo del campo “El Ébano” en Sn Luís Potosí donde se perfora el pozo
“La Pez 1” y posteriormente el “Cerro Azul 4” en Veracruz.
 Burgos, Chicontepec y Arquímia
 Aceite ligero y pesado
 Gas seco principalmente
 Terciario
CARACTERISTICAS

La Región Sur.- Se encuentra ubicada en el sureste de México con una extensión de 390
mil kilómetros cuadrados, su historia se remonta a 1863 , su producción inicial fue de
formaciones terciarias y actualmente la mayor producción se obtiene de formaciones
carbonatadas del cretácico y jurásico superior kimmeridgiano, a profundidades mayores
de 6,000 m y temperaturas por arriba de 180 °C.
 A. J. Bermudes y M. A. Z. B.
 Jujo Tecominoacan, Puerto Ceiba
 Aceite ligero y súper ligero “Olmeca”
 Gas seco húmedo y seco
 Terciario
 Cretácico y J. S. K.
CARACTERISTICAS

IV. Fluidos y presiones del Yacimiento
Se denomina yacimiento, a un estrato de roca poroso y permeable que contiene
hidrocarburos (en cualquiera de sus formas).
Porosidad (f).- Se define como la fracción del volumen total de
roca que se encuentra lleno por un fluido (gas, aceite, agua o una
combinación de estos) y se expresa en por ciento.
= 1 – Vr / Vt (%) donde; Vr es el volumen de roca
Vt es el volumen total
Permeabilidad (k).- La permeabilidad es la capacidad que tiene la roca para conducir el
flujo de fluidos en el medio poroso.
En arenas la porosidad promedio es del 10% y en carbonatos del 3%
Saturación de agua (Sw).- La fracción del espacio vació que es llenado por el agua se le
conoce como saturación de agua. Existe una fracción de agua que no se mueve de la roca y
es conocida como “Agua congénita ó intersticial”.
La saturación de hidrocarburos será: Sh = 1 - Sw

Las características de los fluidos contenidos en un yacimiento (composición, viscosidad,
densidad, etc.) dependerán de la presión y temperatura del mismo.
Presión de yacimiento (Py).- Es la presión a la cual se encuentran confinados los fluidos
en el estrato rocoso y también se le conoce como Presión de Poro o de formación.
Presión de sobrecarga (Ps).- Es el esfuerzo creado por el peso de los materiales a una
profundidad determinada.
Ps = 0.1 [(1-f) h gr + f h gas ]
Ps presión de sobre carga en kg/cm2
 porosidad promedio en por ciento
h profundidad en m.
g r peso específico promedio de los minerales gr/cm3
g as peso específico promedio del agua salada gr/cm3
Donde: g = r f / r a r a = 1 gr/cm3
Ps > Py
Para efectos prácticos y cuando no se cuente con información precisa se considerará un
gradiente de presión de sobre carga total teórica de 2.31 kg/cm2 /m.
La presión normal de formación se atribuye a la carga hidrostática ejercida por una
columna de agua salada ( r = 1.074 gr/cm3) que se extiende desde el fondo del pozo
hasta la superficie.

Presión hidrostática (Ph).- Es la presión que ejerce una columna de fluido (gas ó líquido)
en una unidad de área.
Ph =
rf h
10
kg
cm2
rf densidad del fluido (gr/cm3)
h la profundidad (m)
Densidad (r).- Es la relación entre la masa del fluido y su volumen, medida a una
determinada temperatura y presión ( 15.56 °C y 1 atmósfera de presión).
ra = 1
gr
cm3
ra = 8.33
lb
gal
Ph = 1.42 r h
lb
pg2
Presión de fractura (Pf).- Es la presión necesaria para vencer la presión de yacimiento y
la resistencia de la roca.
Pf > Ps > Py

°API =
141.5
- 131.5
g aceite
Temperatura (T).- La temperatura en condiciones estáticas depende del gradiente
geotérmico del lugar. Este parámetro tiene gran relevancia en el diseño de los fluidos de
perforación, en las cementaciones, estimulaciones y diseño de tuberías.
Peso específico (g).- Es la relación de las masas de volúmenes iguales de cualquier
líquido con respecto al agua pura.
g aceite =
141.5
131.5 + °API
gr
cm3
r aceite = r agua g aceite
Gt = (°C/m)
(Tf - Ts)
h
Tf temperatura de fondo °C
Ts temperatura de superficie °C
h profundidad en metros
Tf = 21.1 +
h
35
°C = (°F – 32)
5
9

Calcule la presión hidrostática ejercida por una columna de aceite de 45 °API a una
profundidad de 1875 m.
g aceite = = 0.8017
141.5
131.5 + 45
Ph = = 150.32 kg/cm2
0.8017 x 1875
10
Se requiere efectuar un fracturamiento a una formación que se encuentra a 2800 m. La
densidad del fluido fracturante es de 0.87 gr/cm3. Si la formación se fractura con el 85%
de la presión de sobre carga teórica, ¿ qué presión de descarga se requiere en la bomba?
Ps = (2.31 x 2800)/10 = 646.8 kg/cm2 Pf = 0.85 Ps = 0.85 x 646.8 = 549.78 kg/cm2
Ph= (0.87 x 2800)/10 = 243.6 kg/cm2 Pb = Pf – Ph = 549.78 – 243.6 = 306.18 kg/cm2
Una formación tiene una presión de 265 kg/cm2 a 2500 m, si se requiere tener un margen
de seguridad durante la perforación de 45 kg/cm2, ¿ cuál debe ser la densidad del lodo?.
Pf + Pseg = (rlodo x h)/10 rlodo = (265 + 45) 10 / 2500 = 1.24 gr/cm3
Problemas:

Se va a perforar un pozo cuya presión de formación es de 266 kg/cm2 a 8400 pies, ¿ qué
densidad del lodo se requiere para perforar esta formación dándole un margen de
seguridad de 700 lb/pg2?.
Tarea No. 1:
Si en la región del sureste del país se tiene un gradiente de temperatura de 0.021 °C / m;
¿Cuál será la temperatura de fondo esperada en un pozo que se perfora 22,140 pies si la
temperatura promedio en la superficie es de 86°F?.
Se esta perforando a 2,432 m y se detecta una formación con una presión de 6000 psi, si
la densidad del lodo es de 1.52 gr/cm3, ¿ cual será la presión que soporta el preventor
antes de incrementar la densidad del lodo para continuar perforando?.

La perforación por percusión.- Es un método
antiquísimo y fue el iniciador de la perforación de pozos
de agua y petróleo, aunque se a actualizado con la
incorporado tecnología, su uso esta muy restringido y
escasamente es usado para perforar pozos de agua muy
someros (30 m).
Este método realiza la perforación mediante el
movimiento alternativo (bajada y subida) de una pesada
barrena (tipo cincel) que en su caída va fracturando o
disgregando la roca, desprendiendo trozos de variado
tamaño, que después son extraídos por medio de una
cuchara. Sus principales componentes son:
• La sarta de perforación
• El cable
• Maquina de perforación
Métodos de
perforación
Perforación por percusión
Perforación rotatoria

Perforación rotatoria.- El método de perforación rotaria
con circulación directa, comenzó a utilizarse en 1860,
adquiriendo gran auge en 1900 paralelamente al
desarrollo de la industria petrolera.
La perforación rotatoria se realiza mediante el giro de una
herramienta de corte y el recorte producido es extraído a
la superficie por medio del fluido de perforación.
Sus principales componentes son:
• Sistema de suministro de energía
• Sistema de izaje
• Sistema de circulación
• Sistema rotatorio
• Sistema de control
• Sistema medidor de parámetros de control durante la
perforación

El tipo más antiguo de los equipos rotatorios usaron torres de madera, las cuales se
armaban antes de iniciar el pozo y se desarmaban al terminar, la energía era
proporcionada por máquinas de vapor. Con el equipo rotatorio se inicia el uso de fluidos de
perforación, la cementación de las tuberías de revestimiento y la terminación con aparejos
de producción.

 Equipos de percusión.
 Máquina de vapor
Torres de madera.
 Principio de la perforación
rotatoria.
 Primeras barrenas de conos
(1908).
 Diseños de TR y cementaciones
(1904).
 Primeras bombas de lodos (1910).
 Fluidos de perforación (1914).
 Equipos de mayor potencia
 Mejores diseños de barrenas
 Barrenas de carburo de
tugnsteno(1935).
 Nueva tecnología en
cementaciones.
 Uso de bentonita en (1935)
 Fluidos especiales
PERIODO DE ORIGEN
(1888-1928).
PERIODO DE DESARROLLO
(1928-1948)

 Se perfora a 31,000 pies en EUA.
• Investigación sobre la perforación.
• Introducción de la hidráulica
Mejoramiento en la barrenas.
• Inicio de la perforación automatizada.
• Inicio de la tecnología de fluidos de
perforación.
• Se introducen las turbinas.
PERIODO CIENTÍFICO
(1948-1968)
Se inicia la perforación horizontal
Se automatiza el equipo de perforación
•Control de las variables de perforación
•Planeación de la perforación
•En los fluidos se incorporan los polímeros,
nuevos productos químicos, aditivos, etc.
•Se aplica la tecnología por computadoras
PERIODO AUTOMATIZACIÓN
(1968-1995)
•Perforación bajo balance
•Perforación en aguas profundas
•Prerforación multilateral
•Perforación con tubería flexible
•Perforación laser
•Perforación con Tubería de
Revestimiento
•Nuevas tecnologías
PERIODO PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL
(1995- ACTUALIDAD)

VI. Equipos de perforación
TERRESTRES MARINOS
EQUIPOS DE PERFORACION
CONVENCIONALES
AUTOTRANSP
BARCAZAS
PLAT. FIJA PLAT. AUTOELEV FLOTANTES
OCTAPODO
TETRAPODO
TRIPODE
EST. LIGERAS
PIERNAS
INDPTES.
MATT
SUMERGIBLE
BARCO PERFO
SEMI SUMERG.

VI. Equipos de perforación Terrestres
Como su nombre lo indica los equipos terrestres son utilizados para realizar perforaciones en
tierra y se clasifican de acuerdo a su capacidad para perforar en:

VI. Equipos de perforación Marinos
Como su nombre lo indica los equipos marinos son utilizados para realizar perforaciones en
costa afuera, en lagos, ríos, lagunas y pantanos:
PLATAFORMA FIJAS
Estos equipos son permanentes y se caracterizan por tener dos pisos de trabajo; el de producción
a una altura de 15.9 m sobre el nivel del mar y el de perforación a 20.7 m de altura, aquí se
instala la torre de perforación y la unidad habitacional. Dependiendo del número de patas se
clasifican en: trípodes, tetrápodos y octápodos. Estos equipos son utilizados principalmente para
el desarrollo de campos, ya que pueden perforar hasta 16 pozos de una sola plataforma.
Estos equipos son utilizados
para perforación de pozos
cercanos a la costa y
tirantes de agua no mayores
a 100 m.
La reparación de pozos en
estas plataformas se realiza
generalmente con el equipo
Snubbing por su economía.
Su construcción se realiza
en tierra.

PLATAFORMA AUTOELEVABLE (JACK – UP)
Criterios que deben tomarse en cuenta para
determinar que tipo de plataforma usar
son:
 Tirante de agua y criterio del medio
ambiente.
 Tipo y resistencia del fondo marino.
 Capacidad.
 Necesidad de moverse durante la
temporada de huracanes.
Tiene la capacidad de moverse de una localización a otra, por medio de auto propulsión o
de remolcador. Se apoya en el lecho marino mediante tres columnas (triangulares,
cuadradas o redondas) que tienen en su extremo inferior un sistema de “zapatas aisladas”.
La torre de perforación se encuentra ubicada en un cantiliver móvil permitiendo el
acercamiento de la misma a los pozos de plataformas fijas. Operan en tirantes de agua
de 4 a 120 m y es el equipo más utilizado en la perforación de pozos exploratorios.

PLATAFORMA SUMERGIBLE ( BARCAZA)
Estos equipos son utilizados en aguas someras o en zonas protegidas (ríos, bahías,
pantanos, etc.) en tirantes de agua no mayor a 50 m, son transportados mediante
remolcadores y una ves en el sitio son lastrados y posicionados. Se clasifican en:
Tipo Barcaza Tipo Ártico Tipo Botella

PLATAFORMA SEMI - SUMERGIBLE
Estos equipos son autopropulsados y están diseñados para operar en tirantes de agua de
hasta 2,200 m, su posicionamiento puede ser convencional o dinámico. Es el equipo
utilizado en la perforación de pozos en aguas profundas.

BARCO PERFORADOR
Son los más móviles de todas las unidades de perforación marina pero los más ineficientes.
Estas unidades se utilizan generalmente para la perforación exploratoria en aguas con
tirantes medianamente profundas.

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