Asentamiento-y-diseAo-de-trs-para-la-aplicaciAn-en-un-MLS

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 TESIS 
PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO 
 
 
 
 
 
 
 
ASENTAMIENTO Y DISEÑO DE TRS PARA 
LA APLICACIÓN EN UN MLS 
 
 
ASESOR INTERNO: 
ING. IVAN AGUILAR RODRÍGUEZ 
 
ASESORES EXTERNOS: 
ING. EDDAYR AGUILAR RODRÍGUEZ 
ING. J. OWEEN AGUILAR RODRÍGUEZ 
 
PRESENTA: 
RAQUEL AGUILAR RODRÍGUEZ 
 
CIUDAD DE MÉXICO, NOVIEMBRE 2016 
 INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL ESIA "UNIDAD TICOMÁN" 
 
INGENIERÍA PETROLERA 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
A DIOS por haberme dado la fortaleza para continuar cuando a punto de caer he estado. Gracias 
por todas las bendiciones y todo el amor que me das todos los días. 
A mí mejor amiga del alma, confidente y mi ángel, mi mamá: MARÌA TERESA RODRÌGUEZ 
MEJÌA. No tengo palabras para agradecerte todo lo que has hecho por mí, gracias por tu apoyo, 
confianza, amor incondicional y por creer siempre en mí, corrigiendo mis errores y celebrando 
mis triunfos. Este gran logro lo comparto contigo. “Dios no podía estar en todas partes, y por eso 
creo a las madres”. Te amaré por siempre. 
A un gran amigo y ser humano que sacrificó todo para darnos un sustento, y a pesar de la 
distancia siempre estuvo conmigo dándome ánimos y demostrándome su amor, mi papá: 
MAURICIO AGUILAR LÓPEZ. Éste triunfo es tuyo, lo logramos. Te amo y te extraño. 
A mis mejores amigos Eddy, Oween e Ivan, gracias por su apoyo incondicional, por protegerme, 
amarme, cuidarme, guiarme y darme un gran ejemplo. Por todas las convivencias que hemos 
tenido, por sus sabios consejos y las llamadas de atención. Dios los bendiga hermanos. 
A la bendición más hermosa que Dios dio a la familia, mi sobrina Eliza. Gracias por cada “te amo 
tía”, por los abrazos, besos y sonrisas que me dabas cuando mis días no parecían estar bien. Sigue 
siendo esa niña inteligente, sonriente y amable que es lo que te caracteriza. Siempre contarás 
conmigo. Te amo Elizita. 
A mis abuelitas Marcelina y Pina, porque son unas segundas madres para mí, gracias por las 
tardes que caminábamos platicando, por las risas y abrazos con las que siempre me recibían, 
gracias por sus sabios consejos, su amor y su apoyo incondicional. Dios las cuide y las bendiga 
siempre. 
A mi Familia Aguilar y Familia Rodríguez, gracias por su cariño, apoyo y por las convivencias 
que hemos tenido, porque siempre me estuvieron dando ánimos para seguir adelante y nunca 
dejarme caer. Dios los cuide y proteja siempre. Lo logramos Familia. 
A la mejor amiga, compañera de aventuras y hermana, Daniela López Riveros. Gracias por estar 
en los momentos buenos y malos conmigo, por las noches largas de desvelo concluyendo 
trabajos, por las ocurrencias y aventuras que alegraban mí día, como olvidar los días de fiesta, por 
tus consejos y por todo el apoyo que me has brindado. Gracias a ti y a tu familia por su valiosa 
amistad, Dios los bendiga siempre. 
A mis padrinos Lilia, Guille y Margarito, Rogelio y Eudolia, y José Manuel Torres Tapia, son 
personas que admiro y respeto mucho, son parte de mi formación académica, pero sobre todo por 
enseñarme el amor a Dios, gracias a ustedes lo conocí más. Los amo demasiado. 
Hoy quiero recordar a una gran mujer, amiga, madrina y madre, llena de amor y fe, mi madrina 
Eudolia. Eres un gran ángel y un ejemplo para mí, tus consejos y tus ánimos que me dabas para 
que nunca me rindiera me trajeron hasta aquí. Siempre te recordaré como una mujer valiente, 
sonriente, humilde y un ser amado por Dios. Te amaré por siempre. 
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INGENIERÍA PETROLERA 
 
A mis amigos que he conocido durante todo el trayecto de mi vida, gracias por estar siempre ahí 
cuando necesitaba un abrazo o consejo, por los viajes realizados, las noches de chat, de fiesta y 
cine, las tardes de café, donde se pasaban las horas muy rápido de risas y recuerdos. Gracias por 
su amistad. 
A la institución que me vio crecer profesionalmente y me brindo los conocimientos necesarios 
para llegar hasta aquí, es un orgullo vestir con sus colores guinda y blanco. Muchas gracias 
Instituto Politécnico Nacional. 
A la Escuela Superior de Ingeniería y Arquitectura Unidad Ticóman, porque me dio la 
oportunidad de ser parte de su comunidad y darme las mejores bases para culminar mi carrera: 
sus docentes. 
A mis profesores que me ayudaron a formarme profesionalmente, dándome la seguridad y el 
apoyo necesario para concluir esta meta, pero en especial, gracias por transmitirme su 
conocimiento. 
A los ingenieros y asesores que siempre creyeron en mí y me apoyaron para elaborar esta tesis, 
gracias por su paciencia, tiempo, por los conocimientos que me transmitieron y por las dudas que 
me resolvieron. Mi admiración profesional Ing. Eddayr Aguilar Rodríguez, Ing. J. Oween 
Aguilar Rodríguez e Ing. Ivan Aguilar Rodríguez. 
 
 
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CONTENIDO 
 
ASENTAMIENTO Y DISEÑO DE TRS PARA LA APLICACIÓN EN UN MLS 
RESUMEN .......................................................................................................................................................... 1 
ABSTRACT ........................................................................................................................................................ 2 
OBJETIVO ......................................................................................................................................................... 3 
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................................. 4 
 
CAPÍTULO I “CONCEPTOS BÁSICOS APLICADOS EN UN MUDLINE SUSPENSION” ................... 5 
1.1 Conceptos Básicos. ...................................................................................................................................... 5 
1.1.1 Presión. .............................................................................................................................................. 5 
1.1.2 Densidad ............................................................................................................................................ 5 
1.1.3 Presión Hidrostática. ........................................................................................................................ 5 
1.1.4 Elasticidad. ........................................................................................................................................ 6 
1.1.5 Esfuerzo. ............................................................................................................................................ 6 
1.1.6 Deformación. ..................................................................................................................................... 7 
1.1.7 Módulo de Young. ............................................................................................................................ 8 
1.1.8 Ley de Hooke..................................................................................................................................... 8 
1.2 Geopresiones. .............................................................................................................................................. 8 
1.2.1 Presión de sobrecarga. ..................................................................................................................... 9 
1.2.2 Esfuerzo efectivo o de matriz (σ). .................................................................................................. 10 
1.2.3 Presión de Poro. .............................................................................................................................. 10 
1.2.4 Presión de fractura. ........................................................................................................................11 
1.2.5 Gradiente de presión. ..................................................................................................................... 12 
1.2.6 Principio de Terzaghi. .................................................................................................................... 12 
1.2.7 Metodología para la determinación de presión de poro. ............................................................. 13 
1.2.8 Metodología para la determinación de presión de fractura. ...................................................... 18 
1.2.9 Metodología para la determinación de presión de sobrecarga. .................................................. 19 
1.2.10 Prueba de goteo. .............................................................................................................................. 19 
1.3 Introducción al asentamiento de tuberías de revestimiento. ................................................................ 21 
1.3.1 Presión de empuje. .......................................................................................................................... 21 
1.3.2 Presión de succión. .......................................................................................................................... 21 
1.3.3 Tipos de procedimientos para estudiar la velocidad de introducción y/o retiró de una Tr. ... 21 
1.3.4 Recopilación de información y graficado de parámetros. .......................................................... 22 
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1.3.5 Márgenes de control. ...................................................................................................................... 23 
1.3.6 Velocidades recomendadas para la introducción y extracción de una Tr. ................................ 24 
1.4 Asentamiento y diseño de las tuberías de revestimiento. ...................................................................... 24 
1.4.1 Tuberías de revestimiento. ............................................................................................................. 24 
1.4.2 Funciones de la tubería de revestimiento. .................................................................................... 24 
1.4.3 Clasificación de las tuberías de revestimiento.............................................................................. 24 
1.4.4 Principales parámetros que influyen en la determinación de la profundidad de asentamiento 
de una Tr. .................................................................................................................................................. 26 
1.4.5 Propiedades de la tubería de revestimiento. ................................................................................ 27 
1.4.6 Corrosión en las tuberías de revestimiento. ................................................................................. 33 
1.4.7 Diseño en tuberías de revestimiento. ............................................................................................. 33 
1.5 Metodología para asentamiento. ............................................................................................................. 41 
 
CAPÍTULO II “EQUIPOS, COMPONENTES Y HERRAMIENTAS PARA UN MUDLINE 
SUSPENSION” ................................................................................................................................................. 44 
2.1 Mudline Suspension. ................................................................................................................................. 44 
2.2 Características del Mudline Suspension. ................................................................................................. 45 
2.3 Características del sistema. ...................................................................................................................... 45 
2.4 Etapa de perforación. ............................................................................................................................... 45 
2.4.1 Anillo Soporte (Buttweld Sub)....................................................................................................... 45 
2.4.2 Colgadores de hombro. .................................................................................................................. 46 
2.4.3 Colgador de anillo bipartido. ......................................................................................................... 47 
2.4.4 Herramienta soltadora. .................................................................................................................. 48 
2.4.5 Herramienta lavadora para perfil interior del colgador. ............................................................ 49 
2.4.6 Colgador de candado expansivo. ................................................................................................... 49 
2.5 Fase de abandono. ..................................................................................................................................... 50 
2.5.1 Tapones de abandono temporal. ................................................................................................... 50 
2.5.2 Tapón de abandono temporal tipo Stanb-in. ................................................................................ 51 
2.5.3 Herramienta de instalación/recuperación de los tapones de abandono temporal. ................... 51 
2.5.4 Tapón de corrosión para tubería conductora. ............................................................................. 52 
2.6 Fase de Tie-back (Recuperación a superficie). ....................................................................................... 53 
2.6.1 Herramienta Tie-back roscada. ..................................................................................................... 53 
2.6.2 Herramienta Tie-back tipo Stab-in. ............................................................................................... 54 
2.6.3 Herramienta lavadora para Tie-back. .......................................................................................... 54 
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2.6.4 Herramienta de arrastre tipo Tie-back (Ratch-A-Latch). ............................................................ 55 
2.7 Fluidos empacantes. .................................................................................................................................. 56 
 
CAPÍTULO III “DISEÑO DE UN MUDLINE SUSPENSION” .................................................................. 57 
3.1 Diseño de un Mudline Suspension. ........................................................................................................... 57 
3.2 Diseño geomecánico de pozos. .................................................................................................................. 57 
3.3 Construcción de la ventana operativa. .................................................................................................... 57 
3.3.1 Procedimiento del cálculo de sobrecarga. .................................................................................... 57 
3.3.2 Ventana operativa con márgenes de seguridad. .......................................................................... 59 
3.3.3 Procedimiento para gráficar el gradiente de sobrecarga, fractura y de poro. .......................... 61 
3.4 Asentamiento de Tr´s................................................................................................................................ 65 
3.4.1 Asentamiento de la tubería de explotación. .................................................................................. 66 
3.4.2 Asentamiento de tubería intermedia. ............................................................................................ 66 
3.4.3 Asentamiento de latubería superficial. ........................................................................................ 67 
3.4.4 Selección de los diámetros de Tr´s y barrenas. ............................................................................ 70 
3.5 Diseño de tuberías de revestimiento. ....................................................................................................... 72 
3.5.1 Velocidades de introducción de tuberías de revestimiento. ........................................................ 72 
3.5.2 Diseño por presión interna. ........................................................................................................... 97 
3.5.3 Diseño por colapso. ....................................................................................................................... 104 
3.5.4 Diseño por tensión. ....................................................................................................................... 112 
3.5.5 Efectos biaxales. ............................................................................................................................ 117 
3.5.6 Esfuerzos Triaxales “Von Mises” ................................................................................................ 121 
 
CAPÍTULO IV “APLICACIÓN DE UN MUDLINE SUSPENSION” ..................................................... 129 
4.1 Proceso de instalación. ............................................................................................................................ 129 
4.1.1 1era. Etapa 30”. ............................................................................................................................ 129 
4.1.2 2da. Etapa 26”. .............................................................................................................................. 130 
4.1.3 3era. Etapa 17 ½”. ........................................................................................................................ 132 
4.2 Procedimiento de abandono. .................................................................................................................. 132 
4.3 Procedimiento de recuperación de pozos. ............................................................................................. 135 
4.3.1 Tr de 30”. ....................................................................................................................................... 135 
4.3.2 Tr de 20”. ....................................................................................................................................... 135 
4.3.3 Tr de 13 3/8”.................................................................................................................................. 135 
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4.4 Ejemplo de aplicación de una prueba de Mudline Suspension. .......................................................... 136 
4.5 Costos de aplicación para una prueba de Mudline Suspension. ........................................................ 156 
 
CAPÍTULO V “PROBLEMAS DURANTE LA EJECUCIÓN DE UN MUDLINE SUSPENSION” ... 158 
5.1 Problemas con la tubería de revestimiento. .......................................................................................... 158 
5.2 Tiempo de espera para el fraguado del cemento. ................................................................................. 158 
5.3 Problemas de pérdidas de circulación. ................................................................................................. 158 
5.4 Problemas con la introducción de la tubería de revestimiento. .......................................................... 158 
5.5 Problemas con derrumbes durante las corridas de tuberías de revestimiento. ............................... 159 
5.6 Hidratos. .................................................................................................................................................. 159 
5.7 Fluidos empacadores. ............................................................................................................................. 159 
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ........................................................................................... 161 
BIBLIOGRAFÍA ............................................................................................................................................ 163 
ANEXOS ......................................................................................................................................................... 164 
 
 
 
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RESUMEN 
 
La presente tesis implementa la metodología para el diseño y asentamiento de Tr´s en un 
Mudline Supension. En la construcción de un pozo petrolero las tuberías de revestimiento son las 
que permiten llegar al objetivo del pozo. 
Se describen los conceptos básicos para un diseño y asentamiento de Tr´s para la aplicación de un 
Mudline Suspension, tales como: presión hidrostática, presión de poro, presión de fractura y 
presión de sobrecarga, al igual se señala la importancia para un correcto asentamiento. 
Se detallan todas las herramientas y equipos a utilizar para la aplicación de un Mudline 
Suspension,en sus diferentes etapas como: instalación, abandono y recuperación de pozos, 
mencionándose las características principales del sistema. 
Se describe el procedimiento a seguir para asentar y diseñar tuberías de revestimiento, evitando 
posibles problemas en la aplicación de un Mudline Suspension, considerando la profundidad de 
cada asentamiento; es de importancia seleccionar correctamente la profundidad, la tubería y los 
diámetros de barrenas para evitar problemas operativos y el aumento de costos. 
El criterio para el diseño de las tuberías de revestimiento fue acorde a las velocidades de 
introducción, presión interna, colapso, tensión, efectos biaxiales y Von Mises, describiéndose el 
proceso para obtenerlos y graficarlos, de igual manera se observó el comportamiento por medio 
de gráficas y se analizó la tubería de revestimiento a la profundidad programada para evitar 
problemas severos. 
Enseguida se desarrolla la aplicación de un Mudline Suspension en un pozo llamado U-24 en la 
plataforma Leonard Jones, ubicado en Campeche, donde se describe desde la Tr recibida por 
tramos hasta la cementación, dando las características de cada herramienta utilizada 
determinándose donde colocar cada una de ellas. 
La metodología implementada en este trabajo sirve de guía académica para un correcto diseño y 
asentamiento de tuberías de revestimiento. 
 
 
 
 
 
 
 
 
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ABSTRACT 
 
This thesis implements the methodology for the design and setting depth of casing in a Mudline 
Suspension. In the construction of an oil well the casings are those that allow us to reach the 
objective of the well. 
Describes the basic concepts for the design and setting depth of casing for the application of a 
Mudline Suspension, as: hydhostatic pressure, pore pressure, fracture pressure and pressure 
overload, as indicated the importance for a right setting depth. 
Details of all the tools y equipment to be used for the application of a Mudline Suspension in its 
different stages as: installation, abandonment and recovery of wells, includes the main features of 
the system. 
Describes the procedure to follow for set depth and design casings, avoiding potential problems 
in the application of a Mudline Suspension, considering the depth of each setting depth; it is of 
importance to correctly select the depth and the pipe and the diameter of bid to avoid economic 
losses. 
The criterion for the designof casing was in line with the speeds of introduction, internal 
pressure, collapse, tension, effects biaxal and Von Mises, outlines the process to obtain and plot 
them and analyzed the casing to the program depth to avoid severe problems. 
Soon develops the application of a Mudline Suspesion in a well called U-24 in the platform 
Leonard Jones, located in Campeche, describing as the installation from the casing received by 
stages until the cementation, giving the characteristics of each tool used determining where to 
place each one of them. 
The methodology implemented in this work serves of academic guide for a right design and 
setting depth of casing. 
 
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OBJETIVO 
 
Objetivo general. 
Aplicar los conceptos fundamentales en el asentamiento de Tr's con el sistema Mudline 
Suspension para identificar las herramientas y los equipos necesarios utilizando técnicas 
requeridas en la planeación, diseño, ejecución y evaluación en un pozo petrolero con plataformas 
autoelevables. 
 
Objetivos específicos. 
1. Comprender los conceptos generales sobre la planeación, diseño, ejecución y evaluación del 
sistema Mudline Suspension. 
 
2. Identificar equipos, componentes y herramientas para un Mudline Suspension 
 
3. Diseñar el asentamiento de Tr's con el sistema Mudline Suspension aplicados a equipos 
autoelevables. 
 
4. Aplicar el sistema Mudline Suspension para analizar y considerar el costo- beneficio y 
compararlo con un sistema de Tr's convencional. 
 
5. Conocer y resolver posibles problemas que se pueden provocar durante la ejecución de un 
Mudline Suspension. 
 
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INTRODUCCIÓN 
 
Desde finales del siglo XIX la industria petrolera ha sido un gran reto tanto para empresas 
mexicanas e internacionales, mismas que se han desarrollado a través de los años, pero a su vez 
se han ampliado los problemas para llegar a la zona de interés. Cada yacimiento tiene un gran 
desafío para la exploración, explotación y recolección de los hidrocarburos, por tal motivo se ha 
optado por la búsqueda de nuevos yacimientos mar adentro y la perforación de pozos 
exploratorios para el desarrollo y delimitación de yacimientos, incrementando reservas y 
producción de los hidrocarburos, como también eliminar problemas del yacimiento evitando la 
baja eficiencia y mantener la integridad de las instalaciones, equipos y personal. 
Normalmente, para realizar la explotación de un pozo se llevan a cabo dos procesos principales, 
la perforación del pozo y el asentamiento de tuberías de revestimiento. La perforación de pozos 
petroleros con plataformas autoelevables es una opción de explotación, para este procedimiento 
se requieren registros geofísicos, estudios geomecánicos, equipo y herramientas sofisticados 
como: sistemas de posicionamiento dinámico, conexiones para la comunicación del pozo hacia la 
superficie, software, etc., estos se utilizan de acuerdo a la localización del pozo, el 
desplazamiento que se tendrá y el tirante del agua, para minimizar los costos y los riesgos de esta 
práctica. 
Después que se obtienen datos para poder perforar el pozo se hace una planeación para llegar al 
objetivo a través de geopresiones, obteniendo la presión de poro, presión de sobrecarga, presión 
de fractura y la densidad del fluido que se utilizara, teniendo una buena planeación se continua 
con el asentamiento y diseño de las tuberías de revestimiento. 
Una de las funciones de las tuberías de revestimiento son importantes en un pozo porque dan 
protección y soporte al pozo. Es de suma importancia determinar la zona de interés para realizar 
el procedimiento del asentamiento analizando costos y gastos, mejorando la eficiencia 
operacional, la seguridad, las presiones que se tendrán y muestras del fluido, enfatizando la 
rentabilidad de su explotación. Una vez realizado el estudio valorando la factibilidad, se inicia la 
explotación comenzando la instalación de los equipos hasta la etapa (en caso de ser necesaria) de 
abandono temporal permitiendo así una reconexión, esto se logra través del sistema Mudline 
Suspension. 
Para ello esta tesis ayuda a futuras generaciones que se enfrentan cada vez con grandes retos 
dando a conocer conceptos fundamentales para el diseño y aplicación de un Mudline Suspension, 
como a su vez los posibles problemas a presentarse durante este procedimiento, para México es 
importante conservarse en el mismo lugar del sector energético manteniendo y/o incrementando 
la producción petrolera. 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO I 
 
CONCEPTOS BÁSICOS 
APLICADOS EN UN 
MUDLINE SUSPENSION 
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1 CAPÍTULO I “CONCEPTOS BÁSICOS APLICADOS EN UN MUDLINE 
SUSPENSION” 
1.1 Conceptos Básicos. 
Es de suma importancia el conocimiento de conceptos básicos aplicados en la industria petrolera, 
para el desarrollo de soluciones a los diferentes tipos de problemas, con el fin de brindar 
alternativas necesarias para evitarlos. 
 
1.1.1 Presión. 
La presión se define como la razón que existe entre una fuerza aplicada sobre un área 
determinada. 
Está dada por la fórmula (1.1): 
 
 
 
 
 
(1.1) 
Dónde: 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( ) 
 ( ). 
 
1.1.2 Densidad 
La densidad es la cantidad de masa contenida en un determinado volumen. 
Expresada con la fórmula (1.2): 
 
 
 
 
( 1.2) 
Dónde: 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( ) 
 ( ) 
 
1.1.3 Presión Hidrostática. 
Se define como la presión que ejerce el peso de una columna de un fluido en una determinada 
profundidad (ver Figura 1.1). 
 
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Su fórmula (1.3) es: 
 
 
 
 
 
( 1.3) 
 
Dónde: 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( ) 
 
 
Figura 1.1 Representación de la presión hidrostática por un fluido. Fuente: Aguilar Rodríguez, I. (2011). Pruebas 
DST en aguas profundas. Ciudad de México: IPN. 
 
1.1.4 Elasticidad. 
Es la propiedad que presentan los materiales de volver a su estado inicial cuando se aplica una 
fuerza sobre él. La deformación recibida ante la acción de una fuerza o carga no es permanente, 
volviendo el material a su forma original al retirarse la carga. 
 
1.1.5 Esfuerzo. 
Se define como la fuerza aplicada entre el área sobre la que actúa. Es la causa de una 
deformación elástica. La expresión (1.4) es: 
 
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( 1.4) 
Dónde: 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( ) 
 ( ) 
 
Tipos de esfuerzo (Figura 1.2): 
 Esfuerzo de tensión. 
Se presenta cuando dos fuerzas iguales y opuestas se apartan entre sí. 
 Esfuerzo de compresión. 
Cuando las fuerzas son iguales y opuestas y se acercan entre sí. 
 Esfuerzo cortante. 
Ocurre cuando fuerzas iguales y opuestas no tienen la misma línea de acción. 
 
 
 
Figura 1.2 Esquema de los tipos de esfuerzos. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo Bobadilla, K., 
Meza González, L. M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y diseño de tuberias de 
revestimiento. Ciudad de México: IPN 
1.1.6 Deformación. 
Es el cambio relativo en las dimensiones o en la forma de un cuerpo, la deformación en sí es 
resultado de la aplicación de un esfuerzo. 
 
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1.1.7 Módulo de Young. 
También llamado módulo de elasticidad, es determinado por el cambio en la longitud de un 
material que resulta cuando el material está sujeto a una fuerza de tensión o de compresión, se 
dice que dos fuerzas iguales pero de sentido contrario comprimen un cuerpo, está sometido a un 
esfuerzo de compresión y sí las fuerzas estiran al cuerpo, el esfuerzo es de tracción. Este módulo 
es básicamente una medida de la rigidez del material y se expresa de la siguiente manera (1.5): 
 
 
 
 
 
( 1.5) 
Dónde: 
 (
 
 
 ) 
 ( ) 
 
 
1.1.8 Ley de Hooke. 
Hooke descubrió que cuando una fuerza (F) actúa sobre un resorte produce en él alargamiento (s) 
que es directamente proporcional a la magnitud de la fuerza, donde se obtiene la siguiente 
expresión (1.6): 
 
 
 
 
 
(1.6) 
Dónde: 
 (
 
 
) 
 (
 
 
 ) 
 ( ) 
 
1.2 Geopresiones. 
Durante el proceso de depositación normal, la presión de sobrecarga se incrementa conforme a 
los sedimentos se acumulan. El proceso de compactación ocurre a medida que el agua de 
formación es expulsada del espacio poroso, y el esfuerzo de sobrecarga soportando por dicha 
agua de formación es transferido a la matriz de la roca reduciendo la porosidad. 
Las zonas de presión de poro anormales se originan durante el proceso de depositación y 
compactación, formando una barrera impermeable que impide la liberación del agua (Figura 1.3). 
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Figura 1.3 Proceso de sedimentación y compactación. Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la predicción de 
geopresiones. México. 
 
1.2.1 Presión de sobrecarga. 
Es el peso total de la columna de la roca más los fluidos contenidos en el espacio poroso que 
soporta una formación en una determinada de profundidad. 
La fórmula (1.7) para calcular la presión de sobrecarga: 
 
 
 
 
 
(1.7) 
Dónde: 
 ( 
 
 
 
 
 
) 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
Fórmula (1.8) para calcular el gradiente de presión de sobrecarga : 
 ( ) (1.8) 
 
Dónde: 
 ( ) 
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 (
 
 
) 
 (
 
 
) 
 
1.2.2 Esfuerzo efectivo o de matriz (σ). 
Esfuerzo generado por el contacto grano a grano de la matriz de roca, está en función de la 
sobrecarga a la profundidad de interés, como se muestra en la Figura 1.4. 
 
 
Figura 1.4 Presión de sobrecarga, presión de poro y esfuerzo efectivo. Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la 
predicción de geopresiones. México 
 
1.2.3 Presión de Poro. 
Es la presión que ejercen los fluidos (agua, aceite, gas) contenidos en los poros de la roca, 
conocido también como presión de yacimiento o presión de formación, originado por los 
procesos geológicos de depositación y compactación. 
Su fórmula (1.9) es: 
 
 
(1.9) 
 
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Dónde: 
 (
 
 
 
 
 
 ) 
 (
 
 
 
 
 
 ) 
 (
 
 
 
 
 
 ) 
Las presiones de formación que se encuentran: 
 Normales: 
Las presiones normales ejercen una presión igual a la columna de fluidos contenidos en dicha 
formación hasta la superficie. El gradiente de presión normal en zonas costa fuera es igual a 
1.07 gr/cc y en áreas terrestres es igual a 1 gr/cc. 
 Anormales (altas): 
Se definen como aquellas presiones mayores que la presión hidrostática de los fluidos de 
formación. 
 Subnormales (bajas): 
Se considera cuando la presión es menor a la normal, es decir, a la presión hidrostática de la 
columna de fluidos de formación extendida hasta la superficie. 
 
1.2.4 Presión de fractura. 
La presión de fractura se define como la presión necesaria a la cual puede deformarse 
permanentemente la estructura de la roca de la formación, es decir, la resistencia que opone una 
formación a su fracturamiento o ruptura, depende de la solidez o cohesión de la roca y de los 
esfuerzos de compresión a los que se someta tanto verticales como horizontales. A medida que 
aumenta la profundidad, se añaden los esfuerzos de compresión de la sobrecarga de las 
formaciones (ver Figura 1.5). 
 
 
Figura 1.5 Presión de fractura. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo Bobadilla, K., Meza González, 
L. M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y diseño de tuberias de revestimiento. 
Ciudad de México: IPN 
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1.2.5 Gradiente de presión. 
Es la presión de un fluido (agua, aceite o gas) de una densidad dada a una determinada 
profundidad. Tiende aumentar a medida que la profundidad se incrementa, como se muestra en la 
Gráfica 1.1. 
Su fórmula (1.10) es: 
 
 
 
 
 
 ( 1.10) 
 
 ( ) 
 (
 
 
) 
 
 
Gráfica 1.1 Representación gráfica de geopresiones.Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo 
Bobadilla, K., Meza González, L. M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y 
diseño de tuberias de revestimiento. Ciudad de México: IPN. 
 
1.2.6 Principio de Terzaghi. 
Todos los métodos de predicción de presión de sobrecarga, poro y fractura están basados en el 
principio de Terzaghi, el cual se define como la presión de sobrecarga ( ) es igual a la suma del 
esfuerzo vertical efectivo ( ) más la presión de poro ( ), como se muestra en la Gráfica 1.2. 
 
Su fórmula (1.11) es : 
 ( 1.11) 
 
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Gráfica 1.2 Principio de Terzaghi. Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la predicción de geopresiones. 
México. 
 
Para determinar las tres incógnitas de la ecuación, se utiliza información sísmica para pozos 
exploratorios e información de registros geofísicos para pozos de desarrollo. 
 
1.2.7 Metodología para la determinación de presión de poro. 
 Existen alrededor de 15 métodos para determinar la presión de poro, pero los más usados en la 
industria petrolera son los métodos de: 
 Método de Foster y Whalen 
 Método de Hottman y Johnson 
 Método de Eaton. 
 Método del exponente DC 
1.2.7.1 Método de Foster y Whalen o de profundidad equivalente. 
Este método está basado en el principio que establece que formaciones con el mismo valor de la 
propiedad dependiente de la porosidad (tiempo de tránsito, resistividad, densidad, etc.) se 
encuentran bajo el mismo esfuerzo efectivo. 
1. Unión de lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs tiempo de tránsito 
o resistividad de lutitas limpias. 
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2. Trazar la tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total. 
3. A la profundidad de interés, leer el valor extrapolado (tiempo de tránsito de la 
tendencia normal) y observados (tendencia observada). Posteriormente, de la lectura 
observada trazar una línea vertical hacia arriba hasta interceptar la línea de tendencia normal 
y leer la profundidad correspondiente(profunidad equivalente al mismo valor del tiempo 
de tránsito observado), como se muestra en la Gráfica 1.3. 
 
 
Gráfica 1.3 Tendencia real vs tendencia normal. Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la predicción de 
geopresiones. México. 
 
4. Se calcula el esfuerzo efectivo a la profundidad , el cual es igual al esfuerzo efectivo a 
la profundidad de interés con la ecuación (1.12 y 1.13).. 
 
 ( ) ( 1.12) 
 
 
 ( ) 
 
 
 
( 1.13) 
 
 
Donde es la densidad del fluido de formación en la zona de presión de poro normal, 
cuando no se tiene formación de la densidad del agua de formación de pozos. 
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5. Finalmente se calcula la presión de poro a la profundidad de interés, con la ecuación 
(1.14). 
 
 ( ) ( 1.14) 
 
Dónde: 
 ( )= Presión de poro a la profundidad de interés (
 
 
). 
 (
 
 
) 
 
 
1.2.7.2 Método de Hottman y Johnson. 
1. A partir de la unión de las lecturas de puntos de lutitas limpias, graficas profundidad vs 
tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias. 
2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total. 
3. A la profundidad de interés, leer los valores de tiempo de tránsito o resistividad y para el 
tiempo de tránsito se realiza una diferencia de tiempo de tránsito medida en lutitas limpias y 
tiempo de tránsito en lutitas limpias en tendencia normal ( ) o una relación de 
resistividad en lutitas limpias en tendencia normal y resistividad medido en lutitas limpias 
( ), como se muestra en la Gráfica 1.4. 
4. Con el valor obtenido se entra a las gráficas de correlación de H&J y se determina el 
gradiente de poro donde al final se multiplica por la profundidad de interés. 
 
 
Gráfica 1.4 Correlación de H&J para tiempo de tránsito de lutitas. Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la 
predicción de geopresiones. México. 
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Mathews & Kelly y Fertl utilizaron correlaciones similares usando un mayor número de datos. 
1.2.7.3 Método de Eaton. 
Al igual que el método de H&J, el método de Eaton está basado en el principio que establece que 
la tendencia normal de compactación es alterada en la zona de presión anormal. Eaton utilizó 
gran variedad de registros geofísicos y mediciones de presiones de poro para desarrollar una serie 
de ecuaciones. Este método es el más preciso y sencillo de utilizar. 
El método es el siguiente: 
1. A partir de la unión de lecturas de puntos de lutitas limpias, graficar profundidad vs 
tiempo de tránsito o resistividad de lutitas limpias. 
 
2. Trazar la línea de tendencia normal y extrapolarla hasta la profundidad total. 
3. A la profundidad de interés, leer el valor de tiempo de tránsito de la tendencia normal 
y tendencia observada y la profundidad equivalente al mismo valor del tiempo de tránsito 
observado . 
4. Calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, según el registro que se tenga 
con las siguientes ecuaciones (1.15,1.16 y 1.17). 
5. . 
Sónico 
 ( ) ( ( ) (
 
 
)
 
 
( 1.15) 
 
 
Resistivo 
 ( ) ( ( ) (
 
 
)
 
 
( 1.16) 
 
 
Conductividad 
 ( ) ( ( ) (
 
 
)
 
 
( 1.17) 
 
1.2.7.4 Método del exponente DC. 
Jorden y Shirley propusieron usar el modelo de Bingham para normalizar el ritmo de penetración 
R considerando los efectos ocasionados por el cambio de peso sobre barrena W, de las 
revoluciones por minuto de la rotaria N y del diámetro de la barrena Db a través del cálculo 
quedo definido de la siguiente ecuación (1.18): 
 
 
 (
 
 )
 (
 
 
) 
 
( 1.18) 
 
Dónde: 
 (
 
 
) 
 ( ) 
 ( ) 
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 ( ) 
Para corregir el exponente dc se considera la siguiente ecuación (1.19): 
 
 
 
 
( 1.19) 
 
Dónde: 
 ( 
 
 
) 
 ( 
 
 
) 
Para calcular la presión de poro se realiza el siguiente método: 
1. Se calcula el exponente dc y el exponente modificado durante la perforación de 
lutitas y se procede a graficar profundidad contra . 
2. Se traza la línea de tendencia normal y se extrapola hasta la profundidad total. 
 
 
Gráfica 1.5 Profundidad vs exponente . Fuente: PEMEX, G.-U. (2008). Guía para la predicción de 
geopresiones. México. 
3. A la profundidad de interés D, leer los valores y en la tendencia normal. 
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4. Finalmente para calcular la presión de poro a la profundidad de interés D, usando la 
fórmula (1.20) de Eaton. 
 
 
 ( ) ( ( ) (
 
 
)
 
 
( 1.20) 
 
 
1.2.8 Metodología para la determinación de presión de fractura. 
La presión de fractura se define como la resistencia que tiene la roca al ser deformada o 
fracturada, para ello se determina esta presión con el método de Eaton. 
 
1.2.8.1 Método de Eaton. 
La ecuación de Eaton para el cálculo de la presión de fractura ( ) está en función de la presión 
de poro ( ) y de sobrecarga (S), como también la relación de Poisson, su ecuación (1.21) es: 
 
 ( ) ( ) (
 
 
) [ ( ) ( )] 
( 1.21) 
 
 
 
Dónde: 
 
 (
 
 
)
 (
 
 
) 
 
 (
 
 
)
 (
 
 
) 
 
 (
 
 
)
 (
 
 
) 
 
 
La relación de Poisson se calcula a partir del registro sónico dipolar de pozos de correlación, 
donde ts es tiempo de tránsito de corte (
 
 
) y tc es tiempo de tránsito compresional (
 
 
) . 
Su ecuación (1.22) es la siguiente: 
 
 
 
 (
 
 )
 
(
 
 )
 
 
 
( 1.22) 
 
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A partir del nomograma de Eaton se expresa con la siguiente ecuación (1.23) para cada 
profundidad: 
 ( ) ( 1.23) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 
1.2.9 Metodología para la determinación de presión de sobrecarga. 
Para determinar el gradiente de sobrecarga (S), es con la siguiente ecuación(1.24): 
 
 
∑ ( )
 
 
( 1.24) 
 
 
Dónde: 
 es la densidad promedio de la formación (
 
 
) comprendida entre las profundidades Di y Di-
1 (m). La se determina en forma directa del registro de densidad de pozos o con la siguiente 
correlación (1.25): 
 
 ( 1.25) 
 
Dónde: 
 (
 
 
) 
 
1.2.10 Prueba de goteo. 
Esta prueba determina la máxima densidad permisible y nos ayuda a definir la máxima presión 
permisible en el pozo cuando ocurre un brote. 
La razón fundamental de la prueba es someter la formación a presión manométrica de tal manera 
que se pueda identificar en la gráfica de presión vs volumen bombeado, cuándo la formación 
inicia a admitir fluido. 
Existen dos procedimientos para realizar la prueba de goteo y son: 
 Prueba de goteo LOT ("Leak Off Test"). 
 Prueba de integridad de la formación (FIT). 
 
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1.2.10.1 Prueba de goteo LOT (Leak Off Test). 
Esta prueba se lleva a cabo en formaciones consolidadas (lutitas) y se trata de bombear fluido a 
una velocidad lenta y controlada para aumentar la presión manométricacontra la cara de la 
formación hasta crear una trayectoria de inyección de fluido de la roca, lo cual indica la presión 
de ruptura de la formación expresada en densidad de fluido equivalente (
 
 
) (
 
 
). 
 
1.2.10.2 Prueba de integridad de la formación (FIT). 
Normalmente se lleva a cabo en formaciones poco consolidadas; se presuriza la columna de 
fluido hasta un límite predeterminado que mostrará una presión hidrostática de fluido de densidad 
equivalente hasta la cual el fluido no tendrá fuga hacia la formación ni la quebrará. 
Para realizar una prueba de goteo se deben realizar los siguientes pasos: 
1. Calcular la presión de objetivo (psi). 
2. Calcular el volumen total del lodo (lts). 
3. Calcular la comprensibilidad del lodo ( ) su ecuación (1.26) está dada por: . 
 
 
 
 
 
 ( 1.26) 
 
 Agua 
 
 Aceite 
 
 Sólidos 
 
 
4. Calcular el volumen necesario a inyectar (lts). 
5. Convertir el volumen necesario en bls. 
6. El resultado anterior realizarlo con un gasto de 
 
 
 
 a 
 
 
 
bpm. 
7. Determinar el incremento de presión a un gasto (Q) constante, con la ecuación (1.27). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
( 1.27) 
 
 
8. Determinar el gradiente de fractura con la presión observada. 
9. Calcular la presión máxima, óptima y mínima para la prueba de goteo. 
10. Graficar la prueba de goteo, presión (psi) vs gasto (bpm). 
 
 
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Gráfica 1.6 Prueba de goteo. Fuente: PEMEX, G. (2011). Procedimiento para pruebas de goteo. México. 
1.3 Introducción al asentamiento de tuberías de revestimiento. 
Para evitar alguna pérdida de circulación o un brote es necesario introducir y retirar una tubería 
de revestimiento a una velocidad dada en sobre todo en agujero descubierto, es de suma 
importancia tener en cuenta conceptos básicos e importantes para el asentamiento de Tr´s. 
1.3.1 Presión de empuje. 
Se define como el incremento de la presión hidrostática debido a la introducción de la Tr. 
1.3.2 Presión de succión. 
Es el decremento de la presión hidrostática debido a la extracción de la Tr. 
1.3.3 Tipos de procedimientos para estudiar la velocidad de introducción y/o retiró de 
una Tr. 
 Tubería con extremo cerrado.
En esta maniobra se ocupan accesorios como quipos flotadores. 
 Tubería con extremo abierto.
Durante este procedimiento se ocupan accesorios con equipos diferenciales. 
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Es importante mencionar que al introducir una tubería de perforación se observa el fenómeno de 
flujo turbulento en la sección de las lastrabarrenas y el flujo laminar en las demás secciones, en 
relación a la introducción de una tubería de revestimiento se tiene un flujo turbulento en todo el 
espacio anular. 
 
1.3.4 Recopilación de información y graficado de parámetros. 
Para una planeación de asentamiento de tuberías de revestimiento es necesario considerar la 
siguiente información, ya que es de suma importancia para realizarlo: 
 Diámetro de la Tr de producción o el agujero en la última etapa. 
 Trayectoria programada. 
 Columna geológica. 
 Sección estructural. 
 Presión de poro y de fractura. 
 Márgenes de viaje empleados durante el movimiento de tuberías. 
 Márgen del fluido de perforación. 
 Densidad del fluido de perforación. 
 
 
Teniendo la información disponible, se procede a realizar una gráfica de gradientes de densidad 
equivalente de la presión de poro y de fractura, tomando en cuenta que la presión de poro y de 
fractura se les deberá afectar por un margen de control que considere los efectos de viaje de la 
tubería, como también la posible ocurrencia de un brote. 
 
Gráfica 1.7 Gradiente para el asentamiento de Tr´s. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo 
Bobadilla, K., Meza González, L. M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y 
diseño de tuberias de revestimiento. Ciudad de México: IPN. 
 
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1.3.5 Márgenes de control. 
Durante la perforación de necesitan hacer viajes debido a: desgaste de barrena, cambio de sarta o 
problemas con el lodo, por ello se recomienda que durante el movimiento de tuberías se sumen 
los márgenes de viaje y de seguridad. 
 
1.3.5.1 Margen de control sobre la presión de poro. 
Durante el movimiento de tuberías se puede producir un brote por un flujo de fluidos de la 
formación, por eso es necesario tomar en cuenta un margen de control para el diseño de 
asentamiento de Tr´s. El margen de control sobre la presión de poro estará conformado por la 
suma del margen de viaje y un factor de seguridad. Es necesario realizar cálculos de las presiones 
de empuje y succión a diferentes profundidades y a las propiedades del fluido de control (ver 
Tabla 1.1). 
 
Tabla 1.1 Márgenes de control para la presión de poro. Fuente: Elaboración propia con información de: PEMEX, 
G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
 
 
 
 
 
1.3.5.2 Margen de control sobre la presión de fractura. 
Se debe de utilizar un margen de fractura por efecto de empuje durante la introducción de 
tuberías o para el control del brote por lo que se debe reducir el gradiente de fractura 
pronosticado en el rango del margen de viaje, como se muestra en la Tabla 1.2. 
 
Tabla 1.2 Márgenes de control para la presión de fractura. Fuente: Elaboración propia con información de: 
PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
Margen de Presión de 
fractura 
Valor 
 (gr/cc) 
Gradiente 
recomendado (gr/cc) 
Viaje (empuje) 0.024 – 0.060 0.030 
Seguridad 0.024 – 0.036 0.025 
Total 0.055 
 
 
Margen de Presión de 
poro 
Valor 
 (gr/cc) 
Gradiente 
recomendado (gr/cc) 
Viaje (succión y empuje) 0.024 – 0.060 0.030 
Seguridad 0.024 – 0.036 0.025 
Total 0.055 
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1.3.6 Velocidades recomendadas para la introducción y extracción de una Tr. 
 
La Tabla 1.3 muestra las velocidades para la introducción y/o extracción de una Tr. 
Tabla 1.3 Velocidades para la introducción y extracción de una Tr. Fuente: Fuente: Elaboración propia con 
información de: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
 
1.4 Asentamiento y diseño de las tuberías de revestimiento. 
 
1.4.1 Tuberías de revestimiento. 
Son tuberías en forma cilíndrica compuesta generalmente de acero, las cuales se introducen en el 
agujero perforado para ser cementadas y lograr protección al agujero permitiendo el paso del 
flujo de fluidos desde el yacimiento hasta la superficie, logrando operaciones en etapas de 
perforación y terminación de un pozo. 
 
1.4.2 Funciones de la tubería de revestimiento. 
 Actuar como soporte para la instalación de conexiones superficiales de control, tanto el 
cabezal como los preventores. 
 Brindar protección a las zonas perforadas para evitar derrumbes y aislar zonas problemáticas 
que se presenta durante la perforación. 
 Controlar las presiones durante la vida productiva del pozo. 
 Confinar la producción al agujero del pozo. 
 Contrarrestar la pérdida de circulación del fluido de perforación. 
 Evitar migración de fluidos por el espacio anular. 
 
 
1.4.3 Clasificación de las tuberías de revestimiento. 
Cuando se tiene el perfil de geopresiones se realiza el diseño de pozo, determinando el 
asentamiento de Tr´s, utilizando diferentes tuberías para las operaciones. Éstas tuberías se 
clasifican de acuerdo a su función, características y propiedades, etc. Éstas clasificaciones nos 
ayudan a identificar conmayor precisión la tubería que necesitamos para cada proceso. A 
continuación, se describen las Tr’s a ocupar en el diseño de pozo: 
 
Diámetro de TR 
Profundidad 
(m) 
Velocidad de Tr 
(m/min) 
13 3/8” 0 – 100 7.69 
9 5/8” 0 – 2906 8.85 
7” 0 – 4363 10.66 
5” 4163 – 4811 7.16 
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1.4.3.1 T.R. Conductora. 
Es la tubería con mayor diámetro usada en un pozo, va de 16” a 30”, se coloca en profundidades 
someras, sirve para sentar el primer cabezal en el cual se instalan las conexiones superficiales de 
control. Su objetivo principal es aislar acuíferos superficiales, teniendo un medio para la 
circulación del fluido de perforación. La profundidad de asentamiento oscila alrededor de 150 a 
200 md, como se muestra en la Figura 1.6. 
 
1.4.3.2 T.R. Superficial. 
Aquella tubería de revestimiento de diámetro inmediato inferior de 20” a 9 5/8”, proporciona una 
protección completa durante la perforación, su profundidad de asentamiento se escoge de tal 
forma que aísle acuíferos someros y posibles zonas de perdida de formaciones porosas de baja 
profundidad, esta tubería es cementada generalmente en superficie. Tiene como objetivo principal 
brindar estabilidad al pozo al ganar gradiente de presión e instalar conexiones superficiales de 
control. La profundidad de asentamiento oscila de 500 a 1000 md (ver Figura 1.6). 
1.4.3.3 T.R. Intermedia o de Protección. 
Este tipo de tubería proporciona integridad en el agujero durante operaciones de perforación 
subsecuentes. Se le conoce también como protectora, porque protege las formaciones de lodos de 
alta densidad y suministra aislamiento en donde hay pérdidas de circulación o bajas presiones y 
capas productoras. Esta tubería es cementada en la cima de la zona de presión anormal alta, para 
cambiar la base al lodo de perforación incrementándolo o disminuyéndolo la densidad del mismo. 
La profundidad de asentamiento oscila de 3000 a 4000 md, como se muestra en la Figura 1.6. 
 
1.4.3.4 T.R de Explotación y Protección. 
Tubería de la cual se completa, produce y controla el pozo durante toda su vida productiva y en 
donde se realizan reparaciones y terminaciones, permitiendo la explotación selectiva de los 
intervalos. Protege al agujero de zonas de derrumbe, aísla el yacimiento de los fluidos 
indeseables, se instalan los accesorios para la terminación de pozos. La profundidad de 
asentamiento oscila entre los 4000 a 5000 md (ver Figura 1.6). 
 
1.4.3.5 Tubería corta (LINER). 
Es una tubería de revestimiento corta, es colgada de otra tubería que le sigue de diámetro llamado 
colgador de liner. Esta tubería permite reducir costos y mejora la hidráulica en perforaciones más 
profundas, debido a su rápida instalación (ver Figura 1.6). 
 
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Figura 1.6 Tipos de tubería de revestimiento. Fuente: Schlumberger. (2004). Tubería de revestimiento . En 
Introducción al equipo de perforación (págs. 1,2) 
 
1.4.4 Principales parámetros que influyen en la determinación de la profundidad de 
asentamiento de una Tr. 
 Diámetro requerido al objetivo. 
 Tipo de formación y su contenido de fluidos. 
 Presión de poro y fractura. 
 Presión diferencial. 
 Máximo volumen al brote durante la perforación. 
 
Respecto al diseño de la tubería de revestimiento es importante considerar tres pasos básicos: 
 Determinar el diámetro y longitud de las sartas de tuberías. 
 Calcular el tipo y magnitud de esfuerzos que serán encontrados. 
 Seleccionar los pesos y grados de Tr. 
Uno de los criterios importantes que tenemos que tomar en cuenta es la carga de presión interna, 
ésta dictara las condiciones iniciales para el diseño de las Tr´s y el otro criterio es la carga de 
colapso la cual recalcara las selecciones anteriormente por una presión interna de ser necesaria. 
Cuando se obtenga los pesos, grados y longitudes se evaluara la carga por tensión; por último se 
verificarán los efectos bixales en esfuerzos de presión interna y resistencia de colapso 
ocasionados por las cargas de tensión y comprensión, como se muestra en la Figura 1.7: 
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Figura 1.7 Tipos de esfuerzos en una tubería de revestimiento. Fuente: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de 
tuberías de revestimiento. México. 
1.4.5 Propiedades de la tubería de revestimiento. 
Son aquellos parámetros físicos que se deben cumplir en tuberías de revestimiento de acuerdo al 
API. La tubería de revestimiento usualmente viene especificada con las siguientes características: 
 Diámetro externo y diámetro interno. 
 Drift. 
 Peso unitario. 
 Grado. 
 Rosca. 
 Factores de seguridad. 
 Tensión. 
 Presión interna. 
 Colapso. 
 
 
1.4.5.1 Diámetro externo y diámetro interno. 
El diámetro externo (OD) es aquel diámetro mayor de la tubería de revestimiento y el diámetro 
interno (ID) es el diámetro interior de esta tubería (ver Figura 1.8) . 
 
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Figura 1.8 Diámetro exterior y diámetro interior. Fuente: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de 
revestimiento. México. 
 
1.4.5.2 Drift. 
Es conocido como el diámetro de paso, indica el tamaño máximo que debe tener una herramienta 
para poder pasar por el interior de una tubería de revestimiento de cualquier tamaño. 
 
1.4.5.3 Peso unitario. 
El peso en Kg o lbs por cada metro o pie. 
Su fórmula (1.28) es: 
 ( )( ) ( 1.28) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
 
1.4.5.4 Grado. 
Se denomina grado al tipo y calidad de acero del tubo y normalmente el número representa el 
módulo de Young en psi. La letra simboliza el grado de acero y la parte numérica representa la 
resistencia mínima a la deformación (ver Figura 1.9). 
 
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Figura 1.9 Grados de acero de la tubería de revestimiento. Fuente: Schlumberger. (2004). Tubería de 
revestimiento.En Introducción al equipo de perforación. 
 
1.4.5.5 Rosca. 
Una conexión roscada consiste en dos miembros; uno de tubería o piñon y otro de cople o caja. 
Una junta o conexión es la unión de dos tuberías para introducirse en el pozo, para ser capaz de 
soportar cualquier esfuerzo al que será sometida la tubería. El miembro roscado externamente es 
llamado piñón y el miembro roscado internamente es llamado caja (ver Figura 1.10). 
 
 
Figura 1.10 Imagen del lado izquierdo es la “caja” e imagen lado derecho es “piñón”. Fuente: Fuente: 
Schlumberger. (2004). Tubería de revestimiento.En Introducción al equipo de perforación. 
 
1.4.5.6 Factores de seguridad. 
Su función es tener un respaldo en el diseño, debido a la incertidumbre de las condiciones de 
carga real, además de la corrosión y desgaste del acero en la vida del pozo. Se define como la 
relación entre la resistencia del tubo y la magnitud de la carga aplicada, como se muestra en la 
Tabla 1.3.y para calcular un factor de seguridad está dada por la ecuación (1.29). 
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 ( 1.29) 
 
 
Tabla 1.4 Factores de seguridad en tuberías de revestimiento. Fuente: Elaboración propia con información de: 
PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
Concepto Factores de seguridad 
Presión interna 1.0 – 1.10Colapso 1.0 – 1.125 
Tensión 1.60 – 1.80 
Comprensión 1.20 – 1.25 
Elipse de Von Misses 1.25 
 
 
1.4.5.7 Tensión. 
Representa la mínima resistencia a la cedencia del cuerpo de la tubería sin que exceda a la 
deformación (ver Figura 1.11). 
 
 
Su ecuación (1.30) es: 
 
 
 
 
 
 
( 
 
 ) 
( 1.30) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
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Figura 1.11 Representación de la fuerza de tensión en un Tr. Fuente: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de 
tuberías de revestimiento. México. 
 
1.4.5.8 Presión interna. 
Es la presión que se ejercen determinados fluidos al interior de la tubería de revestimiento. Se 
determina con la ecuación de Barlow el espesor de la misma y es la siguiente (ver Figura 1.12). 
 
Su ecuación (1.31) es: 
 
 (
 
 
) 
( 1.31) 
 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
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Figura 1.12 Presión interna en una tubería. Fuente: Schlumberger. (2004). Tubería de revestimiento . En 
Introducción al equipo de perforación. 
 
1.4.5.9 Colapso. 
Aquella fuerza mecánica capaz de deformar un tubo por el efecto resultante de las presiones 
externas, como se muestra en la Figura 1.13. 
 
 
Figura 1.13 Colapso en una tubería de revestimiento. Fuente: Schlumberger. (2004). Tubería de revestimiento . En 
Introducción al equipo de perforación. 
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1.4.6 Corrosión en las tuberías de revestimiento. 
 Un fenómeno que afecta a las tuberías de revestimiento es la corrosión, la norma NACE 
TM0177 recomendó por estudios de laboratorios que este fenómeno ocurre por presencia del 
ácido sulfhídrico ( ), el cual inicia a temperaturas cercanas a los 65°C, concluyendo que a 
temperaturas mayores el efecto de corrosión es menor. 
 
1.4.7 Diseño en tuberías de revestimiento. 
La metodología que se propone es un método gráfico que se considera las cargas máximas a las 
que se someterán las tuberías de revestimiento y los procedimientos generales aplicados para 
cada tubería de revestimiento. 
 
1.4.7.1 Diseño por presión interna. 
Cuando la tubería está expuesta a una presión interna mayor que la externa se dice que la tubería 
está sometida a una presión de ruptura o de estallamiento. Los fluidos que están fuera de la 
tubería ejercen una contra presión a favor de la misma, por lo que presión interna efectiva será 
igual a la presión interna menos la externa. 
Los casos más críticos del diseño son durante el control del pozo en un brote o en una inyección 
de fluidos ya que derivado de ellos las máximas presiones que se pueden tener en el fondo y 
superficie, dependerán del gradiente de fractura que estará debajo de la zapata de TR; la tubería 
seleccionada deberá tener una resistencia a presión interna igual o mayor al gradiente de fractura 
más un factor de seguridad esta se conoce como presión de inyección. El cual se obtiene la 
siguiente ecuación (1.32): 
 
 
 
( )( )( )
 
 
( 1.32) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 (
 
 
) 
 
1.4.7.2 Diseño al colapso. 
La falla por colapso de una TR es una condición mecánica. Originada por el aplastamiento de una 
tubería por una carga de presión. Esta actúa sobre las paredes externas de la misma y es superior 
a su capacidad de resistencia. El API presenta cuatro regímenes de colapso que se determinan en 
base a la resistencia a la cedencia del material y a la relación D/t, los cuales son: elástico, 
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transición, plástico y cedencia. La falla de cedencia depende de diversos factores, por ejemplo: la 
fabricación del tubo, geometría de la tubería, imperfecciones (ovalidad, excentricidad) y la 
condición de esfuerzos de tubería. 
Su fórmula (1.33) es la siguiente: 
 
 
( )( )( )
 
 
( 1.33) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 (
 
 
) 
El API 5C3 presenta cuatro fórmulas las cuales permiten predecir el valor mínimo de resistencia 
al colapso del material, de acuerdo con el tipo de falla: elástico, transición, platico y de cedencia 
(ver Gráfica 1.8) y sus ecuaciones (1.34, 1.35, 1.36 y 1.37) son las siguientes: 
 
 
Gráfica 1.8 Tipos de colapso en una tubería. Fuente: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de 
revestimiento. México. 
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 Colapso elástico. 
 
 
 
(
 
 ) [(
 
 ) ]
 
( 1.34) 
 
 Colapso de transición. 
 
 [
 
(
 
 )
 ] 
( 1.35) 
 
 Colapso plástico. 
 
 [
 
(
 
 )
 ] 
( 1.36) 
 
 Colapso de cedencia 
. 
 
 [
(
 
 ) 
(
 
 )
 ] 
( 1.37) 
 
 
Dónde: 
 
 
 
 
 (
 
 
)
 
 (
 
 
 ) ( 
 
 
)
 
 
 
1.4.7.3 Diseño a la tensión y compresión. 
Cuando se conocen ya los pesos, grados y longitudes de las secciones que se obtuvieron en los 
diseños de presión interna y colapso, se determina la carga por tensión en donde se realiza un 
balance de fuerzas que incluya la flotación (reducción de peso de la sarta de revestimiento cuando 
se corre en algún líquido). La flotación se expresa como la resultante de fuerzas que actúa sobre 
las áreas expuestas de la Tr (extremos y hombros de cada sección de tubería). 
En la siguiente figura se muestra las fuerzas actuando en cada área de cada Tr, donde se tiene si 
es comprensión se considera negativa y si es de tensión se considera positiva (ver Figura 1.14). 
 
 
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Figura 1.14 Diagrama de fuerzas. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo Bobadilla, K., Meza 
González, L. M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y diseño de tuberias de 
revestimiento. Ciudad de México: IPN. 
 
El diseño por tensión se lleva a cabo desde el fondo hasta la superficie, y los puntos de interés 
son los cambios de peso entre secciones de tubería. 
Fórmula (1.38) fuerza de flotación: 
 ( )( )( ) ( 1.38) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 ( 
 ) 
 ( 
 ) 
 
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Cuando la tubería se encuentra en compresión debido a las fuerzas de empuje a que está sujeta. 
La ecuación (1.39) es: 
 ( 1.39) 
 
Donde el peso de la sección esta esta expresada por la ecuación (1.40): 
 ( ) ( ) ( 1.40) 
 
 
Dónde: 
 ( ) 
 ( ) 
 (
 
 
) 
 
Dependiendo de la fuerza se sumará o restará de la tensión aplicada en la siguiente sección. 
 
1.4.7.4 Efectos biaxiales. 
Una vez quedado definidos los pesos, grados y longitudes solo restan determinar las 
modificacionesen la resistencia por presión interna y por colapso causada por la carga biaxial. 
Estas modificaciones pueden obtenerse usando la elipse de Holquist y Nadai (ver Tabla 1.5). 
 
Un esfuerzo biaxial se define como el cambio en el comportamiento de sus propiedades 
mecánicas que sufren las tuberías cuando son sometidas a las combinaciones de esfuerzos. 
 
 
Tabla 1.5 Efectos Biaxiales. Fuente: Elaboración propia. 
 Esfuerzo Colapso Presión Interna 
Tensión Reduce Aumenta 
Compresión Aumenta Reduce 
 
 
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Cuando la tubería se encuentra en tensión la presión interna aumenta mientras que la de colapso 
disminuye y cuando la tubería se encuentra en compresión el colapso incrementa y la presión 
interna disminuye (ver Figura 1.15). 
 
 
 
Figura 1.15 Lado izquierdo se muestra el esfuerzo de tensión y del lado derecho esfuerzo de compresión. Fuente: 
PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
 
Los esfuerzos combinados tienen su efecto significativo en la reducción de la resistencia a la 
presión de colapso, por lo que es importante recalcular este valor y corregir la línea del diseño al 
caso. Se obtiene: 
Para el parámetro X: 
 
 
 
 
 ( 1.41) 
 
 
X es positiva a Presión de colapso. 
 
Dónde: 
 ( ) 
 (
 
 
) 
 (
 
 
) 
 ( 
 ) 
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INGENIERÍA PETROLERA Página 39 
 
Con el valor de X, se obtiene el valor Y y se calcula con la ecuación (1.42). 
 √ ( 1.42) 
 
Se efectúa la corrección a la resistencia a la presión de colapso por efecto de tensión con la 
ecuación (1.43): 
 ( 1.43) 
 
Dónde: 
 ( 
 
 
) 
 (
 
 
) 
 
Por cada sección de tubería se corregirá por carga axial, la resistencia a la presión de colapso y se 
verificará que el factor de diseño por presión de colapso ( ) cumpla con lo siguiente condición 
(1.44): 
 
 
 
 
 
( 1.44) 
 
Donde es la presión al colpaso resultante. 
Finalmente se pueden construir una nueva línea de resistencias a la presión de colapso corregidas 
de cada sección, y en el caso de que alguna sección intercepte las líneas de diseño, se debe 
reducir la longitud de esta a la profundidad de intersección o se elegirá una de mayor resistencia. 
A continuación, un ejemplo de las gráficas corregidas (ver Gráfica 1.9). 
 
 
Gráfica 1.9 Del lado izquierdo se muestra un diseño al colapso de una Tp incorrecto y del lado derecho se observa 
el diseño correcto de una Tp. Fuente: PEMEX, G. (1991). Manual de diseño de tuberías de revestimiento. México. 
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1.4.7.5 Esfuerzos Triaxiales 
Con base a la teoría de la distorsión de la energía de deformación máxima propuesta por Henckey 
Von Mises el cual estipula que existe un esfuerzo equivalente a partir del cual los tres esfuerzos 
principales actúan en un material el cual están en equilibrio (ver Figura 1.16) y los valores se 
obtienen en la ecuación (1.45) . 
 
 
Figura 1.16 Representación de los esfuerzos equivalentes (radial, axial y tangencial). Fuente: Schlumberger. 
(2004). Tubería de revestimiento . En Introducción al equipo de perforación. 
 
Dónde: 
 
 
 
 {( ) ( ) ( ) }
 
( 1.45) 
 
 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
 ( ) 
 
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Al aplicar el modelo de Von Misses para determinar la resistencia de la tubería seria la magnitud 
equivalente a la cedencia del material. 
1.5 Metodología para asentamiento. 
La metodología a estudiar se basa en cuatro aspectos: 
1. Recopilación de información y graficado de parámetros. 
2. Asentamiento de la Tr superficial. 
3. Asentamiento de la Tr intermedia. 
4. Asentamiento de la Tr de explotación. 
A continuación, se describen los pasos para el asentamiento de Tr´s. 
1. Se procede a generar un gráfico de gradientes de densidad equivalente de la presión de 
poro y fractura. 
2. A los valores de presión de poro y fractura se les deberá afectar un margen de control por 
efectos de viaje (pistoneo y succión) y la posible ocurrencia de un brote. 
3. Determinar el efecto de presión diferencial para TR intermedia y superficial, el cual se 
define como la diferencia entre la presión hidrostática del fluido de control y la presión de 
formación a cierta profundidad. Considerando que: 
Para asentamiento de la Tr's en una zona de presión anormalmente alta: 
 
 
 
 
 
 
Para asentamiento de la Tr´s en una zona de presión normal o de transición: 
 
 
 
 
 
 
4. Asentamiento de la tubería de explotación hasta la profundidad total programada, se 
asienta a la profundidad donde se permita la explotación de los intervalos definidos. 
5. El asentamiento de las tuberías intermedias, se grafica la presión de formación más su 
margen de control al igual que el de fractura menos su margen respectivo contra la 
profundidad. 
6. Corrección por presión diferencial, una vez que se definan las profundidades de 
asentamiento de las tuberías intermedias se toma en cuenta los problemas por pegadura, se 
evalúa la máxima presión diferencial desde la superficial hasta la más profunda, con la 
siguiente ecuación (1.46): 
 
 
 
( ) 
 
 
( 1.46) 
 
 
En caso de no cumplir con esta condición se deberá corregir la profundidad de asentamiento 
de la tubería. 
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7. Asentamiento de tubería superficial, en este asentamiento se debe considerar el efecto de 
brote, en el cual se comparará la curva del gradiente de presión de fractura con la presión 
generada en el pozo durante el control de un brote. Un brote se define como la entrada de un 
volumen de fluidos de pozo, estos fluidos pueden ser agua, aceite o gas, este ocurre cuando 
la presión que ejerce el fluido de perforación no es suficiente para contener la presión de los 
fluidos contenidos en los poros de la roca (ver Figura 1.17). 
El incremento en la densidad del fluido puede controlar un brote ya que es la presión 
adicional necesaria para regresar el brote a la formación. El efecto de brote se calcula a partir 
de la siguiente ecuación (1.47): 
 
Dónde: 
 
 [
 
 
] 
( 1.47) 
 
 
 
 (
 
 
) 
 (
 
 
) 
 (
 
 
) 
 ( ) 
 ( ) 
 
 
 
Figura 1.17 Efecto de brote. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A., Lugo Bobadilla, K., Meza González, L. 
M., & Mondragón, G. T. (2013). Guia de diseño para el asentamiento y diseño de tuberias de revestimiento. 
Ciudad de México: IPN. 
 
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8. Asentamiento de tubería conductora, se necesita asentar en una formación a una 
profundidad que permita el flujo de retorno vaya en línea de flujo (ver Gráfica1.10). 
 
 
Gráfica 1.10 Ejemplo de asentamiento de Tr´s por método gráfico. Fuente: Castro Robles, Y., Illian Avalos, C. A.,