Diseno-de-cabezal-de-distribucion-para-generador-de-vapor

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA MECÁNICA Y ELÉCTRICA 
 UNIDAD PROFESIONAL ZACATENCO 
 
 SECCIÓN DE ESTUDIOS DE POSGRADO E INVESTIGACIÓN 
 
 
DISEÑO DE CABEZAL DE DISTRIBUCIÓN 
PARA GENERADOR DE VAPOR EN EL FONDO 
DE UN POZO PETROLERO MADURO 
 
TESIS 
 QUE PARA OBTENER EL GRADO DE 
MAESTRO EN CIENCIAS 
 EN INGENIERÍA MECÁNICA 
 
 
 PRESENTA: 
 ING. ANGEL SALVADOR CORONA MEJIA 
 
 
 DIRECTORES DE TESIS: 
 DR. LUIS HÉCTOR HERNÁNDEZ GÓMEZ 
 DRA. BEATRIZ ROMERO ÁNGELES 
 
 
 
MÉXICO. D.F. JULIO 2014 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
Gracias a Dios por darme la oportunidad de existir. Porque estoy vivo y porque tengo una familia 
a quien amar. 
Gracias al IPN el cual fue mi segunda casa por aproximadamente 8 años, tiempo en el cual aprendí 
cosas nuevas que me hicieron una mejor persona 
Se de antemano que con un gracias no basta para expresar a todas las personas importantes en mi 
vida mi más profundo agradecimiento, quienes con su ayuda, apoyo y comprensión me alentaron 
a obtener este logro 
A ti mama, aun sabiendo que no existiría una forma de agradecer una vida de sacrificio y esfuerzo, 
de la cual he sido testigo quiero que sientas que este logro también es tuyo y para ti, la fuerza que 
me ayudo a conseguirlo fue tu apoyo, cariño y comprensión. 
 A mis hermanos que me han acompañado por todo este camino, gracias por las risas, los momentos 
para recordar, los quiero. A mis tíos que con su ejemplo me impulsaron a llegar a este momento y 
que en más de una ocasión me han dado su mano para ayudarme o su hombro para llorar. A las 
personas que estuvieron al inicio de mi vida conmigo y hoy se encuentran en un lugar mejor y a 
aquellas que fue conociendo durante este viaje y hoy son parte importante de mi vida. 
A esos hermanos que tienes la oportunidad de escoger, a los que puedo llamar mis amigos, ya que 
durante la escuela sabía que no estaba solo. 
Al personal de la Sección de Estudios de Posgrado e Investigación de la Unidad Profesional Adolfo 
López Mateos. Al Consejo Nacional de Ciencia y Tecnología por el apoyo brindado. 
Gracias los profesores de la sección de Biomecánica que durante este periodo de la maestría me 
parte de su sabiduría y así fortalecer mis conocimientos. 
Gracias a mis directores de tesis por guiarme y tolerar mis errores, ayudándome a corregirlos y 
alentándome a seguir adelante, por su tiempo, esfuerzo, dedicación y su conocimiento. 
Dr. Luis Héctor Hernández Gómez 
Dra. Beatriz Romero Ángeles 
 
 
 I 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Resumen 
Este trabajo forma parte del proyecto SENER-CONACyT (147061) “Sistema Integral para la 
Generación de Vapor en Fondo de Pozo.” El trabajo se enfocó en el diseño del cabezal de 
distribución de dicho equipo. Su función es inyectar oxigeno (𝑂2), metano como combustible (𝐶𝐻4) 
y agua (𝐻2𝑂). Esta última se usará para dos propósitos: (1) su evaporación y (2) como una película 
protectora de los componentes del generador. 
 
Este cabezal de distribución tendrá una conexión con un tubo “umbilical”, que permite la inclusión 
de los tubos de alimentación. Será unido a la cámara de combustión por medio de una brida de 
cuello soldable. El diámetro de la boquilla de inyección de oxígeno será de 16.6 mm, mientras que 
para el metano será de 5.86 mm. Para este dispositivo se diseñó una carcasa de 101.6 mm, la cual 
servirá de protección para el cabezal, donde irán las líneas de alimentación de los fluidos antes 
mencionados, así como también las venas por las cuales circulará el agua para la formación de la 
película protectora con un espesor de 2 mm. Estudios realizados por el LABINTHAP referentes a 
la correcta formación de la película de agua, muestran que para una buena distribución del agua en 
el reactor se debe considerar un plato estabilizador con una pendiente de 10°. 
 
Para el dimensionamiento de la carcasa se usó el código ASME para recipientes sujetos a presión. 
El espesor calculado y considerando la corrosión fue de 5 mm. De acuerdo a la regulación UW-12 
ASME VIII División 1, la soldadura será de categoría B. El material seleccionado para el cilindro 
es SA-53 GRADO B y para el cabezal SA 515 GRADO 70. 
 
La integridad estructural se evaluó con el programa ANSYS. La malla empleada tiene 1,186,826 
nodos y 581,719 elementos. Estos últimos fueron tetraedros y hexaedros, con un tamaño de 
0.088161 mm. Como condiciones de carga se aplicó una presión interna de 200 bares a una 
temperatura de 750 °c. De acuerdo con la teoría de falla de von Mises, los esfuerzos máximos están 
por debajo del límite elástico del material. La deformación máxima ocasionada por las condiciones 
de carga está dentro de parámetros aceptables. 
 
 
 
 
 
 II 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Abstract 
 
This work is part of the project SENER-CONACyT (147061) “Integral system for steam generation 
at the bottom of an oil well.” This work was focused on the design of a distribution head, which 
injects oxygen (𝑂2), methane as fuel (𝐶𝐻4) and water (𝐻2𝑂) to the steam generator. Water will be 
used for two purposes: (1) in the steam generation and (2) as a protective film of the internal 
surfaces of the generator. 
 
The distribution head will have a connection with an "umbilical" tube, which allows the inclusion 
of feed tubes. It will be joined by a welding |neck flange to the combustion chamber. Oxygen will 
be injected through nozzles. Their diameter is 16.6 mm. For the injection of methane, nozzles of 
5.86 mm will be used. This device is housed in a shell which will serve as protection for the head. 
Its diameter is 101.6 mm. Also, the feed lines and the waterways will be installed. Such waterways 
generate a protection film of 2 mm thick. Studies carried out by the LABINTHAP demonstrated 
that a good distribution of the water in the reactor is obtained when a stabilizing plate with a 10° 
slope is used. 
 
ASME code was used in the design of the housing shell. The calculated thickness is 5 mm. It 
withstands the internal pressure and the corrosion which will take place. In accordance with UW-
12 of ASME VIII Division, category B welds have to be used. The shell and the head will be 
manufactured with SA-53 grade B and SA 515 grade 70, respectively. 
 
The structural integrity was evaluated with ANSYS code. The mesh used for this purpose has 
1,186,826 nodes and 581,719 elements. The size of tetrahedral and hexahedron elements 
is 0.088161 mm. An internal pressure of 200 bar and a temperature of 750 °c were taken into 
account. In accordance with the failure theory of von Mises, the peak stresses are below the elastic 
limit. The deformation of the components of the generator are in an acceptable range. 
 
 
 
 
 
 
 III 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Índice general 
Resumen I 
Abstract II 
Índice general III 
Índice de figurasVI 
Índice de tablas IX 
Objetivo X 
Objetivos particulares X 
Justificación XI 
Introducción XII 
I.- Estado del arte 1 
I.1.- Generalidades 2 
I.2.- Exploración 5 
I.2.1.- Ingeniería de yacimientos 5 
I.2.2.- Yacimientos de petróleo 5 
I.2.3.- Roca madre madura 5 
I.2.4.- Roca yacimiento 6 
I.2.5.- Proceso de migración 7 
I.2.6.- Trampas 7 
I.2.7.- Sello permeable 8 
I.3.- Perforación 8 
I.3.1.- Perforación a percusión 8 
I.3.2.- Perforación rotatoria 9 
I.3.3.- Proceso de perforación 13 
I.4.- Regiones petroleras del territorio nacional 14 
I.5.- Estimulación de pozos petroleros maduros 17 
I.5.1.- Recuperación de petróleo 18 
1.6.- Planteamiento del problema 25 
1.7.- Metodología de diseño 26 
I.8.- Sumario 27 
I.9.- Referencias 28 
 
 
 IV 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
II.- Marco teórico 
II.1.- Recipientes sujetos a presión 32 
II.1.1 Tipos de recipientes 33 
II.2 Análisis de esfuerzos en recipientes sujetos a presión 34 
II.3 Teorías de falla 35 
II.3.1 Teoría del esfuerzo cortante máximo 36 
II.3.2 Teoría de falla de la máxima energía de distorsión por unidad de volumen 37 
II.3.3 Teoría del esfuerzo principal máximo 39 
II.4 Recipientes a presión cilíndricos y esféricos 39 
II.5 Esfuerzos térmicos 43 
II.6 Diseño de recipientes sujetos a presión 45 
II.6.1 Recipientes cilíndricos 46 
II.6.2 Recipientes esféricos y cabezas hemisféricas 47 
II.7 Diseño de uniones soldadas 49 
II.9 Factor de seguridad 52 
II.10 Sumario 53 
II.11 Referencias 53 
III.- Análisis del caso de estudio 
III.1.- Generalidades 56 
III.2.- Diseño del cabezal de distribución para el generador de vapor 57 
III.2.1.- Funcionamiento del cabezal de distribución 58 
III.2.2.- Dimensionamiento del cabezal 60 
III.3.- Modelado del cabezal de distribución para el generador de vapor 62 
III.4.- Diseño de uniones 66 
III.4.1.- Uniones soldadas 67 
III.4.2.- Unión bridada 68 
III.5.- Manufactura de los componentes 70 
III.5.1.- Formado del cilindro 70 
III.5.2.- Formado de cabezas hemisféricas 70 
III.5.3.- Soldadura circunferencial 71 
III.6. – Sumario 73 
 
 
 V 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
III.7. – Referencias 73 
IV.- Análisis Numérico del Cabezal de distribuciónIV.1.- Método de elemento finito 75 
IV.1.1.- Antecedentes del método de elemento finito 76 
IV.1.2.- Generalidades del método 77 
IV.1.3.- Procedimiento de análisis por el del Método de Elemento Finito 79 
IV.1.3.1.- Fase de pre procesamiento 79 
IV.1.3.2.- Fase de solución 79 
IV.1.3.3.- Fase de post-procesamiento 80 
IV.1.4.- Aplicaciones del Método de Elemento Finito 80 
IV.1.5.- Ventajas y limitaciones del Método de Elemento Finito 81 
IV.1.6.- Programas computacionales para el método de elemento finito 82 
IV.2.- Implementación de geometría para formación de película de agua 82 
IV.3.- Análisis de la integridad estructural del cabezal del generador de vapor 85 
IV.3.1.- Discretizado del cabezal 86 
IV.3.2.- Aplicación de condiciones de frontera 87 
IV.4.- Análisis numérico del cabezal de distribución a una sobrecarga 90 
IV.4.1.- Aplicación de condiciones de frontera 90 
IV.5. – Sumario 92 
IV.6.- Referencias 92 
V.- Análisis de resultados 
V.1.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en condiciones normales 94 
V.2.- Deformación en condiciones normales de trabajo 96 
V.3.- Análisis del campo de esfuerzos obtenidos en sobrecarga 98 
V.4.- Deformación en sobrecarga 99 
V.5.-Factor de seguridad 101 
V.6.- Generación del prototipo rápido 102 
V.7.-Sumario 104 
Conclusiones 106 
Trabajos futuros 109 
 
 
 
 VI 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Índice de figuras 
Capítulo I 
Figura I.1.- Representación de la porosidad en una roca 6 
Figura I.2.- Representación gráfica sobre la ley de Darcy 7 
Figura I.3.- Perforación a percusión 8 
Figura I.4.- Perforación rotatoria 9 
Figura I.5.- Sistema de rotación 12 
Figura I.6.- Tipos de barrenas 13 
Figura I.7.- Regiones petroleras de la república Mexicana 17 
Figura I.8. Inyección cíclica de vapor 23 
 Figura I.9.- Representación método SAGD 24 
Capítulo II 
Figura II.1.- Representación radio medio y espesor 32 
Figura II.2.- Recipiente de almacenamiento 34 
Figura II.3.- Recipiente de proceso 34 
Figura II.4.- Representación gráfica de los casos de esfuerzo plano 37 
Figura II.5.- Estado de esfuerzos tridimensional 38 
Figura II.6.- Representación para el análisis de esfuerzos en recipientes cilíndricos 40 
Figura II.7.- Representación gráfica de la relación entre los esfuerzos 41 
 circunferenciales multiplicados por sus áreas 
Figura II.8.- Diagrama de esfuerzos recipiente cilíndrico 41 
Figura II.9.- Diagrama de esfuerzos recipiente esférico 42 
Figura II.10.- Gradiente térmico lineal a través de una pared 44 
Figura II.11.- Representación espesor recipiente cilíndrico 47 
Figura II.12.- Tipos de cabezas 48 
Figura II.13.- Cabeza hemisférica 49 
Figura II.14.- Ubicación de las uniones 50 
Capítulo III 
Figura III.1.- Arreglo esquemático de un DFDSG 56 
Figura III.2.- Concepto del generador de vapor. 57 
Figura III.3.- Dimensionamiento de las boquillas de inyección 58 
 
 
 VII 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Figura III.4.- Esquema de inyección. 59 
Figura III.5.- Modelado en 3D cabeza hemisférica de la carcasa 63 
Figura III.6.- Modelado en 3D del cilindro de la carcasa 64 
Figura III.7.- Elementos para la formación de película protectora de agua 65 
Figura III.8.- Cabezal con las líneas para la alimentación de fluidos 65 
Figura III.9.- Modelado en 3D cabezal de distribución. a) Vista explosionada. b) Isométrico. 66 
Figura III.10.- Zonas de interés del cabezal de distribución 66 
Figura III.11.- Ubicación del cordón de soldadura67 
Figura III.12.- Tipo de soldadura a utilizar 67 
Figura III.13.- Dimensionamiento de la brida 69 
Figura III.14.- Rolado para la formación de tubos para recipientes a presión 70 
Figura III.15.- Embutido para la formación de cabeza hemisférica 71 
Figura III.16.- Inspección de soldadura. a) Visual. b) Por radiografía. c) Por ultrasonido 73 
Capítulo IV 
Figura IV.1.- Discretización de una aeronave de combate 76 
Figura IV.2.- Descripción de elementos. a) Línea. b) Área. c) Volumen. 77 
Figura IV.3.- División del dominio en subdominios 78 
Figura IV.4.- Geometría del plato estabilizador 82 
Figura IV.5.- Análisis del comportamiento del fluido 84 
Figura IV.6.- Vectores de velocidad de la geometría con plato estabilizador 85 
Figura IV.7.- Modelo en 3D del cabezal de alimentación 86 
Figura IV.8.- Discretización. a) Relevancia 0. b) Relevancia 100 86 
Figura IV.9.- Discretización de la pieza en programa computacional ANSYS 87 
Figura IV.10.- Sujeciones en brida de conexión 88 
Figura IV.11.- Aplicación de la presión de operación (20 MPa) 89 
Figura IV.12.- Aplicación de la temperatura de operación (730°c) 89 
Figura IV.13.- Aplicación de la sobrecarga 40 MPa 91 
Figura IV.14.- Aplicación de la temperatura de operación (730°c) 91 
Capítulo V 
Figura V.1.- Esfuerzos von-Mises en la geometría externa del cabezal 94 
Figura V.2.- Esfuerzos von-Mises en la geometría interna del cabezal 95 
 
 
 VIII 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
Figura V.3.- Análisis de esfuerzos von-Mises en la brida 95 
Figura V.4.- Ubicación del esfuerzo máximo y mínimo 96 
Figura V.5.- Cabezal de distribución. a) Sin deformar. b) Deformada. 96 
Figura V.6.- Deformación total en la geometría externa del cabezal 97 
Figura V.7.- Deformación total en la geometría interna del cabezal 97 
Figura V.8.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría externa 98 
Figura V.9.- Análisis de esfuerzos von-Mises geometría interna 99 
Figura V.10.- Deformación en la geometría externa del cabezal 100 
Figura V.11.- Deformación total en la geometría externa del cabezal 100 
Figura V.12.- Deformación total en la geometría interna del cabezal 101 
Figura V.13.- Impresora Dimension sst 1200 103 
Figura V.14.- Paquetería impresora Dimension sst 1200 103 
Figura V.15.- Proceso de impresión de prototipos rapidos 104 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 IX 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
Índice de tablas 
Capítulo I 
Tabla I.1.- Grados de densidad API 4 
Capítulo II 
Tabla II.1.- Eficiencia de uniones 51 
Capítulo III 
Tabla III.1.- Propiedades mecánicas acero ASTM A-53 GRADO B 60 
Tabla III.2.- Propiedades mecánicas acero al carbón SA 515 GRADO 70 61 
Tabla III.3.- Partes del cabezal de alimentación 63 
Tabla III.4.- Tolerancias en la soldadura circunferencial 71 
Capítulo IV 
Tabla IV.1.- Perturbaciones en problemas ingenieriles 75 
Tabla IV.2.- Condiciones de operación 83 
Tabla IV.3.- Información de la malla 87 
Tabla IV.4.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento 88 
Tabla IV.5.- Condiciones de frontera y restricciones de movimiento en análisis de 
sobrecarga 90 
Capítulo IV 
Tabla V.1 Factores de seguridad cabezal de alimentación 102 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 X 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
Objetivo 
La recuperación mejorada presenta una solución viable para los problemas relacionados con la 
extracción del petróleo, siendo los métodos térmicos los que presentan una mayor tasa de 
oportunidad de su implementación. La presente tesis forma parte de un proyecto en conjunto, el 
cual busca la construcción de un generador de vapor con todos sus componentes. El objetivo 
principal de este trabajo es el diseño de un cabezal de distribución como parte de este generador de 
vapor. Este cabezal tendrá como función la distribución de los fluidos que intervienen directamente 
en la combustión como lo son el metano, oxígeno y agua. Esta última tendrá dos funciones 
principales; su evaporación y la generación de una película protectora. 
 
Objetivos particulares 
Para alcanzar el objetivo general anteriormente propuesto es necesario el cumplimiento de los 
objetivos particulares que se presentan a continuación: 
 Estudio y entendimiento del proceso de extracción de petróleo, así como también adquirir 
una visión global de los métodos de recuperación mejorada que existen actualmente. 
 Conocer los fundamentos teóricos de recipientes sujetos a presión, los cuales son 
utilizados en la industria petrolera. 
 Conocer las condiciones de frontera a las cuales estará sometida el cabezal a diseñar, así 
como también el funcionamiento del generador de vapor. 
 Realizar el diseño de este cabezal de distribución, tomando en cuenta cada uno de los 
parámetros involucrados en su operación. 
 Realizar un modelo en 3D en un programa computacional del cabezal. 
 Determinar por medio del Método de Elemento Finito la integridad estructural del cabezal 
de distribución.XI 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
Justificación 
El trabajo desarrollado en esta tesis es parte del proyecto SENER-CONACYT denominado Sistema 
Integral para la Generación de Vapor en Fondo de Pozo (147061) y continuación de la 
investigación desarrollada en la tesis “Diseño y análisis numérico de las características mecánicas 
de un quemador prototipo como parte de un generador de vapor de fondo de pozo para recuperación 
de crudo”. 
El declive en las reservas y la producción del petróleo es de considerar, de acuerdo a los boletines 
emitidos por las páginas oficiales del Instituto Mexicano del Petróleo. Día a día, la cantidad de 
pozos explotados es de consideración, estos pozos periódicamente son abandonados debido a que 
el tipo de petróleo que se encuentra al fondo se denomina como pesado y no es factible, tanto en 
términos económicos, como tecnológicos, la recuperación de este. Estos pozos, denominados como 
maduros, requieren un método no convencional de recuperación. En la actualidad, estos métodos 
de recuperación han llegado a ser una práctica común. Se puede decir que todos los pozos han sido 
estimulados por lo menos una vez. 
En la República Mexicana se han realizado pruebas piloto con métodos térmicos de recuperación 
que involucran específicamente el vapor como catalizador para el proceso de extracción del 
petróleo pesado. El principal objetivo de los métodos térmicos es aumentar en la temperatura para 
reducir la viscosidad del petróleo, permitiendo que fluya de una manera más fácil. 
Aproximadamente el 60% de la producción por recuperación mejorada se debe a estos métodos, 
en específico la inyección de vapor. Los resultados obtenidos son alentadores y proporcionan la 
oportunidad de pensar que la implementación de un sistema de recuperación térmico en cada uno 
de estos pozos maduros es viable. Con este trabajo se pretende realizar el diseño de un generador 
y su puesta en marcha dentro de un pozo petrolero maduro, se iniciara con un periodo de pruebas 
en campo para así determinar si la implementación de este dispositivo es algo factible de hacer en 
el territorio nacional. 
 
 
 
 
 
 XII 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
2500
2600
2700
2800
2900
3000
3100
3200
3300
2004 2006 2008 2010 2012 2014
P
R
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 D
E 
C
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O
(M
M
D
B
) 
AÑO
Introducción 
La extracción del petróleo dentro del territorio nacional se vincula directamente con la economía 
de México, debido a que es la fuente más importante de ingresos para el presupuesto federal. De 
acuerdo a los boletines de exploración y producción expedidos por la página oficial del Instituto 
Mexicano del Petróleo se puede observar que desde el 2006 la producción de crudo ha decaído 
como se muestra la Figura 1. [1] 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 1. Producción de crudo anual 2006-2012 [1] 
Consecuentemente, uno de los objetivos es incrementar las reservas a partir de la extracción de 
crudo en pozos maduros por medio del desarrollo de tecnología, con base en la inyección de vapor 
generado en fondo de pozo. El principio en donde se sustenta está tecnología, es en el efecto 
térmico. El desarrollo de un generador de vapor de fondo es lo que se propone. Este debe operar 
bajo la tecnología de combustión rápida de alta presión y temperatura y debe controlarse y 
ensamblarse desde superficie. Este generador de vapor requiere del diseño de varios componentes 
mecánicos para hacer que su funcionamiento sea óptimo. En este trabajo se desarrollará el diseño 
de un cabezal de distribución que conectará la cámara de combustión con las líneas de 
alimentación, que en este caso serán de metano, oxígeno y agua. El vapor generado en fondo de 
Año Producción de crudo (miles 
de barriles) 
2006 3256 
2007 3076 
2008 2792 
2009 2601 
2010 2577 
2011 2553 
2012 2540 
 
 
 XIII 
 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
pozo con calidades altas constituye una alternativa prometedora y de gran valor para lograr el 
incremento del factor de recuperación en pozos maduros. El desarrollo de dicho generador, forma 
parte del proyecto SENER-CONACYT denominado Sistema Integral para la Generación de Vapor 
en Fondo de Pozo (147061), dentro de este proyecto se realizaron investigaciones paralelas que 
quedaron plasmadas en la tesis “Diseño y análisis numérico de las características mecánicas de un 
quemador prototipo como parte de un generador de vapor de fondo de pozo para recuperación de 
crudo” y “Diseño de un prototipo de laboratorio de cabezal de distribución para la extracción de 
crudo en yacimiento petrolero maduro” elaborada por el Ing. Alejandro García Solís y el Ing. 
Rafael Espinoza Zavala respectivamente. Para lograr el objetivo anterior, esta tesis se ha 
desarrollado con los siguientes capítulos: 
En el Capítulo 1 se describe el proceso de extracción del petróleo dentro del territorio nacional, 
así como también se presentan las principales zonas productoras. Se realiza una revisión de los 
diversos métodos de recuperación mejorada. Se presenta el planteamiento del problema, así como 
la metodología de diseño a seguir. 
En el Capítulo 2 se realiza la revisión de literatura referente al diseño, cálculo y construcción de 
los recipientes sujetos a presión. 
En el Capítulo 3 se presenta el diseño del dispositivo para la distribución de los fluidos específicos 
que servirán para el funcionamiento del generador de vapor. Se tomaron en cuenta las condiciones 
de operación así como también se hizo la selección de los materiales adecuados para su 
funcionamiento. Se establecieron los parámetros necesarios para el posterior modelado en 3D. 
En el Capítulo 4 se realizó el análisis de este dispositivo por medio del Método de Elemento Finito, 
para asegurar la integridad estructural del cabezal de distribución. Se aplicaron las condiciones de 
frontera pertinentes, sujeciones, presión de operación y la temperatura. 
En el Capítulo 5, se analizaron los resultados obtenidos por el análisis numérico realizado por 
medio del Método de Elemento Finito, para asegurar la integridad estructural del cabezal de 
distribución. Se evaluaron los factores de seguridad de todos los elementos del cabezal de 
distribución y finalmente, se generó un prototipo rápido para posteriores evaluaciones 
experimentales no destructivas. 
[1] Petróleos mexicanos. Reporte ejecutivo de producción al 1 de enero 2013.Página Web, 
www.pep.pemex.com. 
 
 
 1 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
 
 
 
 
 
CAPÍTULO I 
ESTADO DEL 
ARTE 
 
 
 
Capítulo I 2 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
I.1.- Generalidades 
Etimológicamente, la palabra petróleo se puede dividir en dos; petro y óleum, cuyos significados 
son roca y aceite respectivamente. Por lo que gramaticalmente se puede definir como aceite de 
roca [I.1]. A lo largo del tiempo, el petróleo ha recibido gran cantidad de nombres como; Lacus 
Asfaltitus designado por los romanos, mumiya por los egipcios, etc. En mayor o en menor escala, 
dentro de la Tierra existen emanaciones que han atraído la atención de diversos exploradores. 
Con el propósito de extraer el petróleo se han logrado una gran cantidad de avances científicos y 
tecnológicos que han permitido detectar estas emanaciones no solo en tierra firme, sino también 
en el fondo del mar. 
 
Desde 1859, cuando se inició la explotación del petróleo, los Geólogos, Químicos e Ingenieros se 
han dedicado a estudiar e investigar los procesos y características de los hidrocarburos.En 14 
décadas de investigación, se ha recabado información de gran valía acerca de las teorías y 
diferentes aspectos del origen del petróleo. Estas se fundamentan, en que tanto residuos vegetales 
y animales en el proceso descomposición tiene una participación de importancia. Se propone que 
la formación del petróleo es de origen vegetal, aunque su contraparte propone que es de origen 
animal. De estas teorías se destacan dos [I.2]: 
 
 Teoría vegetal.- La abundancia de algas y otras plantas marinas permiten tener la 
creencia de que hay suficiente material para formar petróleo después de su correcto 
procesamiento. Dado que en bahías cerradas, pantanos, etc. se dan las condiciones 
como temperatura, presión y el tiempo que se necesita. 
 Teoría del Carbón.- Se permitió, por medio de experimentos, llegar a la conclusión 
de que por la destilación de ciertos tipos de Carbón como el lignifico y el bituminoso 
se obtienen hidrocarburos componentes del petróleo. 
 
Tambien existen teorías inorgánicas que explican el origen del petróleo de una manera química. 
Las cuales ocurren por medio de reacciones y no intervienen agentes vegetales y/o animales. 
Dentro de estas teorías destacan [I.3]: 
 
 
 
 
 
Capítulo I 3 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 Teoría del carburo.- Fundamentada con experimentos de laboratorio mediante los 
cuales, carburos de Calcio, Hierro y otros elementos, en la presencia de agua, 
producían hidrocarburos. 
 Teoría a base de carbonato de Calcio, sulfato de Calcio y agua caliente.- Esta 
apoya la idea de que tanto el carbonato y el sulfato de Calcio, ambos elementos de 
gran abundancia en la tierra, pueden producir constituyentes del petróleo 
reaccionando con agua caliente. 
 
El término petróleo se emplea generalmente para designar los compuestos resultantes de la 
combinación química del Carbón y el Hidrógeno. Estos compuestos se pueden encontrar en 
forma líquida, gaseosa, semisólida y sólida. En estado líquido se pueden presentar petróleo de 
varios tipos [I.4]: 
 
 Liviano. 
 Mediano. 
 Pesado. 
 Extra pesado. 
 
Estas combinaciones al natural del de Carbón e Hidrógeno posteriormente son sometidas a 
procesos específicos para así obtener un gran número de derivados. De acuerdo al tipo de 
petróleo, ya sea liviano mediano, pesado o extra pesado tienen características físicas y químicas 
que ayudan a diferenciarlos. Estas son [I.5]: 
 
Color.- Los crudos, por transmisión de la luz solar, pueden tener color amarillo pálido, 
tonos de rojo y marrón y algunos llegan al negro. Por reflexión de luz las diferentes 
tonalidades pueden ir de verdes, pasando por amarillos con tonos azules, hasta 
marrones o negros. Los crudos livianos pueden llegar a tener un color blanquecino 
lechoso y suele utilizarse en el campo como gasolina cruda. Mientras que los crudos 
pesados y extra pesados son negros casi en su totalidad. 
Olor.- El olor, en general, es como el de gasolina o cualquier derivado de este. Al 
contener Azufre, se torna fuerte y hasta repugnante. Algunos vapores que pueden 
 
 
 
Capítulo I 4 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
desprenderse, pueden mortíferos, como los que emanan cuando hay presencia sulfuro 
de Hidrógeno. 
Densidad.- En general, debido a las diversas características del petróleo se estableció una 
manera de medir su densidad. Esta es llamada grados API (American Petroleum 
Institute). Estos denotan la relación correspondiente de peso específico y la fluidez de 
los crudos con respecto al agua. La industria petrolera ha adoptada esta escala para 
realizar la comparación y clasificación de los diferentes tipos de crudos que existen. 
La ecuación general de los grados API es la siguiente. 
 
𝑨𝑷𝑰 =
141.5
𝐺𝑟𝑎𝑣𝑒𝑑𝑎𝑑 𝑒𝑠𝑝𝑒𝑐𝑖𝑓𝑖𝑐𝑎
− 131.5 I.1 
 
La clasificación de los tipos de crudos es prácticamente la misma a nivel internacional y es la que 
se muestra en la Tabla I.1: 
 
Tabla I.1.- Grados de densidad API [I.5] 
Tipo de crudo API 
Extra pesados 16° 
Pesados 21.9° 
Medianos 22.0° a 29.9° 
Livianos 30° - 
 
Sabor.- Esta propiedad toma relevancia únicamente cuando el contenido de sal es alto. 
Esto conlleva a que el crudo tiene que ser tratado para dejar el contenido de sal al 
mínimo. 
Índice de refracción.- Se define como la relación de la velocidad de la luz al pasar de un 
cuerpo a otro. Los hidrocarburos generalmente tienen valores de 1.39 a 1.49. 
Coeficiente de expansión.- Entre 0.00036°C-1 y 0.00096 °C-1. 
Punto de ebullición.- Este no es constante, esta puede variar de la temperatura 
atmosférica hasta por arriba de 300° C. 
Punto de congelación.- Varía desde 15.5°C hasta -45°C. Esto dependerá del tipo de 
crudo y de sus propiedades. 
 
 
 
 
Capítulo I 5 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
Poder calorífico.- En BTU/libra puede ser de 15.350 a 22.000. 
Calor específico.- El promedio de los crudos es de 0.45. 
 
I.2.- Exploración 
El término de exploración en la industria petrolera, define al conjunto de actividades, tanto en 
campo, como en oficinas, para para la búsqueda y localización de yacimientos petroleros. Estos 
métodos se pueden definir en directos e indirectos [I.6]. 
 
 Indirectos.- Se adquieren datos del subsuelo desde la superficie y solo se forman 
hipótesis de sus formaciones, clasificación de rocas, etc. 
 Directos.- Se derivan del análisis directo de muestras obtenidas del lugar de 
exploración mediante diversas técnicas. 
 
El proceso de exploración inicia con reconocimiento de la superficie. Posteriormente, se realizan 
estudios sismológicos y determinar si existe petróleo. Con la información obtenida se perfora el 
primer pozo, pozo exploratoria, para así confirmar la presencia o no de hidrocarburos. 
 
I.2.1.- Ingeniería de yacimientos 
La Ingeniería de yacimientos se pude definir como; la aplicación de métodos y principios 
científicos para el estudio del comportamiento de los yacimientos, para así, al ser explotados, se 
obtengan la mayor ganancia posible [I.7]. 
 
I.2.2.- Yacimientos de petróleo 
Los yacimientos se pueden definir como la parte dentro de una trampa que contiene petróleo, gas 
o ambas. Se encuentran conectados mediante un solo sistema hidráulico. Algunos yacimientos se 
encuentran conectados a grandes masas de agua denominados acuíferos [I.8]. 
 
I.2.3.- Roca madre madura 
Se trata de materia orgánica con un alto contenido de bacterias con partículas de roca. Después de 
un complejo proceso físico-químico que ocurre en el centro de la Tierra, donde restos de seres 
vivos se asentaron en los mares junto con arena y arcillas, se forman varias capas a lo largo de la 
 
 
 
Capítulo I 6 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
costa y del fondo oceánico. Para que se genere el petróleo, estas arcillas con restos de seres vivos, 
se necesita que maduren por acción de presión y temperatura [I.9]. 
 
I.2.4.- Roca yacimiento 
La roca yacimiento debe de tener dos características principales: porosa y permeable. El concepto 
de porosidad es básico para la estimulación de reservas. Tiene sus fundamentos en la forma en 
como los granos estas distribuidos, la forma en como hacen contacto y que materiales los unen. 
La porosidad se puede definir como la relación entre el volumen poroso y el volumen total de la 
roca [I.10]: 
∅ =
𝑉𝑝
𝑉𝑡
 I.2 
Donde Vp es el volumen poroso y Vt es el volumen total. Durante el proceso de sedimentación, 
algunos de los poros desarrollados pudieron haber quedado aislados. Es decir, habráporos que 
estén conectados y otros aislados. Esto conlleva a que se puede clasificar a la porosidad en: 
 
 Absoluta.- Esta considera que el volumen poroso de roca esté interconectado o no. 
Una roca puede tener porosidad absoluta y no tener conductividad de fluidos debido a 
la falta de conexión entre los poros. 
 Efectiva.- Esta porosidad relaciona el volumen poroso interconectado con el volumen 
bruto de la roca. Al contrario de la absoluta, este tipo de porosidad es una indicación 
de la habilidad de conducir fluidos de la roca. 
Algunos autores, definen un tercer tipo de porosidad, porosidad no efectiva, que es la diferencia 
que existe entre la absoluta y la efectiva (Figura I.1) [I.11]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.1.- Representación de la porosidad en una roca [I.12] 
 
 
 
 
Capítulo I 7 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
La permeabilidad dentro de la roca yacimiento se pude definir como la habilidad de permitir el 
flujo de fluido dentro de espacios porosos interconectados [I.13]. 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.2.- Representación gráfica sobre la ley de Darcy 
 
De acuerdo con Henry Darcy, en 1956 dedujó la fórmula que puede definir esta capacidad y se 
puede enunciar de la siguiente manera; la velocidad de un fluido es proporcional al gradiente de 
presión e inversamente proporcional a la viscosidad de este [I.14]: 
 
𝑘 =
𝑞𝜇𝐿
𝐴∆𝑃
 I.3 
 
Donde k es la permeabilidad, µ es la viscosidad en la dirección de recorrido del fluido, L denota 
la distancia recorrida del fluido, A es la sección transversal del contenedor, P representa a la 
diferencia de presión y q es la tasa de producción. 
I.2.5.- Proceso de migración 
Aunque no es bien conocido, la generación del petróleo en conjunto con los cambios de volumen 
de la roca, pueden llegar a provocar altas presiones en puntos específicos. Esto ocasiona micro 
fracturas que proporcionan una vía de escape en la roca yacimiento. Este proceso se realiza en 
dos ambientes; la migración primaria que se da a través de la roca madre y la migración 
secundaria que se da a través de la roca yacimiento [I.15]. 
 
I.2.6.- Trampas 
El petróleo se encuentra acumulado en estructuras geológicas, las cuales se denominan trampas, 
estas generalmente se clasifican en tres tipos [I.16]: 
 
P2 
q 
A 
L 
Viscosidad µ 
P1 
q 
 
 
 
Capítulo I 8 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 De tipo estructural.- Estas son generadas debido a plegamientos y fallas. 
 De tipo estratigráfico.- Provocadas por cambios en la secuencia de los estratos. 
 De tipo combinado.- Resultado de plegamientos y cambios de porosidad. 
 
I.2.7.- Sello permeable [I.17] 
Es la barrera impermeable que limita la trampa y detiene que escape petróleo hacia la superficie. 
 
I.3.- Perforación 
El cavar en la tierra para encontrar agua, es una práctica que se lleva a cabo desde tiempos 
remotos. En algunas ocasiones, se encontraba con acumulaciones de petróleo. Antiguamente, el 
petróleo carecía de un valor. Fue hasta el año de 1859 en Estados Unidos de América, cuando se 
comenzó a utilizar al petróleo como fuente de energía y cavar estos pozos. Hallar petróleo se 
volvió en proceso de tecnología muy elevada [I.18] 
 
I.3.1.- Perforación a percusión [I.19] 
Este método es conocido como a cable, fue el primero que se utilizó en la industria petrolera. Se 
hacía uso de una barra de un diámetro y peso específico. Sobre esta se enroscaba una sección 
metálica que aportaba mayor peso, rigidez y estabilidad. En la parte superior de esta barra se 
colocaba un percutor, al tope de este se conectaba el cable de perforación (Figura I.3). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.3.- Perforación a percusión 
 
 
 
 
Capítulo I 9 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
El principio de este método era subir estas herramientas para después dejarlas caer de una forma 
violenta y repetitiva, que como resultado ocasiona el rompimiento de las rocas y genera más 
profundidad en el hoyo que se está cavando. Este método era considerado el mejor para 
perforaciones con poca profundidad y sobre roca dura. Sin embargo, el proceso es lento y en 
formaciones blandas la efectividad de la barra disminuye considerablemente. Como esta 
perforación se realiza en seco, este método no ofrece un sostén para la pared del pozo. Aunque 
rustico, este fue utilizado hasta la primera década del Siglo XX, hasta que se desarrolló el método 
de perforación rotatoria. 
 
I.3.2.- Perforación rotatoria [I.20] 
Utilizado por primera vez en 1901 y desarrollado por el capitán Anthony F. Lucas, quien era un 
pionero de la industria como explorador. Con innovaciones que lo hacen muy diferente del 
sistema a percusión. Sin embargo, el principio básico de funcionamiento es el mismo que el 
método de percusión (Figura I.4). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.4.- Perforación rotatoria 
 
Las innovaciones más marcadas en este tipo de perforación son la implementación de elementos 
como: 
 
Planta de fuerza motriz.- La potencia de esta debe de ser suficiente para satisfacer la 
demanda del sistema de izaje del sistema rotatorio y del sistema de circulación del 
 
 
 
Capítulo I 10 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
fluido de perforación. Esta consiste generalmente de uno o más motores para as tener 
una mayor flexibilidad de intercambio y aplicación de potencia. Durante la 
perforación, la potencia debe de distribuirse entre el sistema rotatorio y el de 
circulación de fluido de perforación. Se puede emplear una planta de tipo mecánica, 
eléctrica o la combinación de ambas. Generalmente se utiliza gas natural como 
combustible. 
Sistema de izaje.- La función esencial de este sistema es básicamente la introducción de 
la sarta de tubos que reviste la pared del hoyo. Para esto, se requiere de un sistema 
robusto con la potencia suficiente para realizar las operaciones sin poner en ningún 
tipo de riesgo, tanto al personal, como al equipo de operación. Dentro de este sistema 
se encuentran componentes principales como: 
 
Malacate.- Actúa como centro de distribución de potencia para el sistema de izaje 
y el sistema rotatorio. La función del carrete principal es la de devanar y 
mantener enrollado el cable de perforación. La función de los ejes auxiliares es 
enroscar y desenroscar la tubería de perforación y la de revestimiento o para el 
manejo de tubos u otros implementos. Su peso puede ser desde 4.5 hasta 3.5 
toneladas, de acuerdo con la capacidad de perforación. 
Cable de perforación.- Este es el que se devana y desenrolla del carrete del 
malacate. Consta generalmente de seis ramales torcidos que a su vez cada uno 
está formado por 6 o 9 hebras. Estos cubren el alma del cable que puede ser de 
fibras de acero. Este cable debe resistir grandes fuerzas a tensión, desgaste. 
Además de ser resistente a la corrosión, abrasión y debe ser flexible. El diámetro 
de los cables va de los 22 a los 44 mm. Esto varía de acuerdo a las características 
que se requieran. 
Cabría de perforación.- Fabricadas en dos tipos; portátil y autopropulsada. Su 
principal función es el de perforar, reacondicionar y limpiar los pozos. La altura 
de la cabria puede variar desde 26 hasta 46 metros. Se coloca una plataforma a 
1/3 de la altura total donde se lleva a cabo el proceso de introducir y sacar la 
sarta de perforación. La cabria debe ser resistente, ya que debe resistir vientos de 
hasta 160 km/h. 
 
 
 
 
Capítulo I 11 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petroleromaduro 
 
Aparejo.- Al usar este dispositivo, se busca obtener una mayor ventaja mecánica al 
subir o bajar las tuberías utilizadas. 
 
El sistema de rotación es parte esencial de la sarta de perforación, ya que es por medio de sus 
componentes que se cava el hoyo. Este sistema se compone de los siguientes elementos: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.5.- Sistema de rotación 
Junta giratoria 
Motores 
Sarta de 
perforación 
Barrena 
Malacate 
Cuadrante 
Junta Kelly 
Mesa rotativa 
 
 
 
Capítulo I 12 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
Mesa rotatoria.- Instalada en el centro del piso de la cabria, desempeña dos funciones 
principales; dar el movimiento rotatorio a la sarta de perforación y sostener su peso al 
momento que se le enrosca otro tubo para dar mayor profundidad al pozo. Teniendo 
que resistir tanto cargas estáticas, como de rotación, se construye de una manera 
rigida, las dimensiones de esta varían en relación a las especificaciones requeridas. 
 
Junta Kelly.- Es una sección tubular que generalmente tiene una configuración cuadrada, 
hexagonal o redonda. Se denomina así debido a su creador. Básicamente, su función 
es transmitir el movimiento rotatorio de la mesa rotatoria a la sarta de perforación. 
 
Sarta de perforación.- Está formada por un conjunto de tubos de acero. En el extremo 
inferior se encuentra la sarta de las trabarrena y en el otro extremo se encuentra la 
barrena de perforación. Recibe todo el movimiento rotatorio de la mesa rotatoria por 
medio de la junta Kelly. La sarta se compone principalmente de: la barrena, los lastra 
barrena, la sarta de perforación y la junta Kelly. Los componentes se seleccionan de 
acuerdo a las características de la roca del yacimiento y del tipo de perforación que se 
esté llevando a cabo. Esto determinará si la sarta será flexible, normal, rígidas o con 
estabilizadores. 
 
Barrena.- Con un diámetro especifico determinado por la apertura del hoyo que se quiera 
tener. Estos pueden ir de 610 a 1068 milímetros o de 24 a 42 pulgadas. Su 
funcionamiento es con base en dos principios: romper la roca venciendo sus esfuerzos 
de corte y de compresión. El ataque de la barrena inicia con la incrustación de los 
dientes en la roca y su posterior avance en esta. De ahí surgen dos tipos que son los 
principales; de dientes y de arrastre. Las patentes de las primeras barrenas surgieron en 
1901. Los tipos más utilizados en la industria petrolera se clasifican en; tricónicas, de 
cortadores fijos y especiales (Figura I.5). 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo I 13 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.6.- Tipos de barrenas. a) Tricónica. b) Fijos. c) Especiales. 
 
I.3.3.- Proceso de perforación [I.21 a I.23] 
El equipo de perforación representa el fin del proceso de exploración, donde se define a la 
perfección el mejor lugar a perforar. Se detalla un plan a seguir en cada una de sus fases, se 
establecen criterios como la localización del pozo, su profundidad, el tamaño de la barrena a 
utilizar, los tipos de lodos a encontrar, etc. Por lo regular se contrata una compañía de 
perforación, la cual provee del equipo y la cuadrilla de operarios. 
Se desplaza el equipo hacia la ubicación del lugar a perforar, se inicia con el montaje del equipo 
como lo es la tubería guía que regularmente se suelda entre sí. El extremo superior de esta se fija 
un cabezal de pozo. Los operarios hacen la instalación de la barrena de perforación, los lastra 
barrenas, los estabilizadores y en algunos casos rectificadores. Este conjunto baja por el interior 
de la tubería guía hasta que se enrosca al elemento tubular superior de la columna de perforación, 
este se inserta en la junta Kelly y finalmente se acopla a la unidad rotativa. 
 La mesa rotatoria comienza a girar, así como la sarta de perforación, es aquí cuando inicia la 
perforación. A medida que la barrena penetra, se va añadiendo más tramos a la columna de 
perforación, por lo tanto la sarta de perforación se vuelve más larga. Con la finalidad de lubricar 
y enfriar la barrena se bombea líquido de perforación. Este transporta los restos de rocas que se 
encuentren en el fondo del pozo, generalmente es agua con barita en polvo y otros aditivos. 
Mediante bombas se extrae el lodo que se pudo haber formado en el pozo y se envía por la 
columna de perforación. El fluido de perforación es vital para mantener el control del pozo. Lo 
que se bombea en el fondo sirve para compensar los incrementos de presión del fondo de pozo, 
a) b) c) 
 
 
 
Capítulo I 14 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
que de otro modo obligarían a los fluidos de formación a ingresar en el pozo. Lo cual produciría 
un golpe de presión y hasta un reventón. 
Las superficies de corte que se encuentran en la barrena sufren un desgaste gradual debido a la 
acción de triturar la roca. Este disminuye la velocidad de penetración, por lo cual se debe de 
reemplazar cada cierto tiempo. Esta acción requiere de una serie de pasos específicos a seguir y 
envuelve a casi todos los operarios. La mayoría de los pozos necesitan una forma de evitar el 
colapso para que se pueda seguir perforando. La tubería de revestimiento es la encargada de esto. 
Esta es bajada por un grupo de operarios hasta el fondo del pozo. Se debe tener la seguridad de 
que existe la separación correcta entre la tubería y la formación para permitir el paso del cemento. 
La integridad de la operación de cementación se evalúa mediante la ejecución de una prueba 
llamada de pérdida de fluido. 
 
I.4.- Regiones petroleras del territorio nacional 
Los recursos petroleros hacen referencia a todos los volúmenes de hidrocarburos que se estiman 
en el subsuelo. Aunque desde el punto de vista de explotación únicamente se refiere a la parte 
potencialmente recuperables. A estas porciones recuperables se les denomina recursos 
prospectivos, recursos contingentes o reservas. Los recursos prospectivos es el volumen de 
hidrocarburos estimado hasta cierta fecha, de acumulaciones que aún no han sido descubiertas, 
pero que se estiman como potencialmente recuperables. Para cuantificarlos se hace uso de la 
información geológica y geofísica del área. Los recursos contingentes se refieren a las 
acumulaciones potencialmente recuperables de acumulaciones conocidas [I.24]. Las reservas son 
las cantidades que se pretenden recuperar para su comercialización. Estas deben de ser 
descubiertas, recuperables, comerciales y que sean sustentables. Existen diferentes categorías de 
reservas, estás de acuerdo al nivel de certidumbre asociado a las estimaciones [I.25]: 
 
 Probadas.- Son cantidades estimadas de aceite, gas y líquidos del gas natural que 
demuestran que serán recuperadas comercialmente en el futuro. 
 Desarrolladas.- Son las que se espera se recuperen de pozos existentes. 
 No desarrolladas.- Se espera su recuperación a través de pozos nuevos en áreas no 
perforadas. 
 No probadas.- Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones 
atmosféricas. 
 
 
 
Capítulo I 15 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 Probables.- Son aquellas no probadas que gracias a la información geológica y de 
ingeniería del yacimiento son más factibles de ser comercialmente recuperables. 
 Posibles.- Son las que su recuperación comercial es menos factibles debido a la 
información geológica y la ingeniería del yacimiento. 
 
México cuenta con 4 zonas donde se encuentran estas reservas y que son de gran importancia en 
la producción petrolera [I.26], las cuales se presentan a continuación (FiguraI.6): 
 
Región Marina Noreste.- Incluye parte de la plataforma continental y el talud del Golfo 
de México, con una superficie de cerca de 166,000 kilómetros cuadrados. Constituida 
principalmente por los activos: 
 
 Cantarell. 
 Ku-Maloob-Zaap. 
 
La producción promedio diaria durante el 2011 fue de 1,342.7 miles de barriles de 
aceite y 1,405.6 millones de pies cúbicos de gas natural. 
Región Marina Suroeste.- Ubicada en aguas marinas de la plataforma y talud 
continental del Golfo de México. Su superficie es de 352,390 kilómetros cuadrados. 
Dentro de esta región se encuentran los activos: 
 
 Abkatún-Pol-Chuc 
 Litoral de Tabasco 
 
Al 1 de enero del 2012, se registra una reserva probada de 2,115.5 millones de barriles 
de petróleo crudo equivalente, es decir, 15.3% del total nacional. 
Región Norte.- Posee la mayor extensión de territorio, la cual se extiende a 27 estados e 
incluye 1.8 millones de kilómetros cuadrados. La región se compone por cuatro 
activos: 
 
 Aceite terciario del Golfo. 
 Burgos. 
 
 
 
Capítulo I 16 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 Poza Rica-Altamira. 
 Veracruz. 
 
Esta región es la que opera el mayor número de campos y por ende la que registra 
mayor actividad del país. Durante el 2011, produjo un volumen de 42.4 millones de 
barriles de aceite. En este periodo,la cifra de pozos terminados ascendió a 844. 
 
Región Sur.- Con una superficie de 390,000 kilómetros cuadrados, colinda al Norte con 
el Golfo de México. Esta región comprende 8 estados: Guerrero, Oaxaca, Veracruz, 
Tabasco, Campeche, Chiapas, Yucatán y Quintana Roo. Consta de cuatro activos: 
 
 Bellota-Jujo. 
 Cinco Presidentes. 
 Macuspana-Muspac. 
 Samaria-Luna. 
 
El Activo Macuspana-Muspac posee el mayor número de campos con 56, seguido del 
Activo Bellota-Jujo con 31 campos. Mientras que los activos Cinco Presidentes y 
Samaria-Luna son los que menos campos administran con 21 y 13, respectivamente. 
La Región Sur produjo en 2011, 193.7 millones de barriles de aceite y 617.7 miles de 
millones de pies cúbicos de gas natural. Lo que representó una producción diaria de 
530.6 miles de barriles de aceite y 1,692.3 millones de pies cúbicos de gas natural. 
Estas cifras significaron, a nivel nacional, 20.8 y 25.7 por ciento de las producciones 
de aceite y gas natural. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Capítulo I 17 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura I.7.- Regiones petroleras de la república Mexicana. 
a) Región Marina Noreste. b) Región Marina Suroeste. c) Región Norte. d) Región Sur. 
 
I.5.- Estimulación de pozos petroleros maduros 
Una fuente atractiva para la extracción de petróleo yace en los campos petroleros que ya existen, 
estos son llamados pozos maduros. Con el paso de los años, los campos petroleros maduros 
seguirán existiendo y aumentará el número de estos. Los yacimientos se explotan, como máximo 
al 40%. Por esta razón, los yacimientos son abandonados. Antes de utilizar un método de 
recuperación mejorada, se realiza un estudio del yacimiento para obtener las características 
necesarias para así decidir si es factible o no la implementación de esta tecnología [I.27]. La 
estimulación de un pozo maduro se puede definir como los procesos a los cuales se crean para 
facilitar el flujo del fluido en un pozo. El objetivo principal es el aumento de producción de 
petróleo y/o la optimización de patrones de flujo. Esta ha llegado a ser una práctica común, 
actualmente se puede decir que todos los pozos han sido estimulados por lo menos una vez. Esta 
práctica se ha llevado a pozos de agua, de vapor, etc. [I.28]. 
 
c) d) 
a) b) 
 
 
 
Capítulo I 18 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
I.5.1.- Recuperación de petróleo 
La recuperación de petróleo principalmente se dividen en 3 [I.29]; recuperación primaria, 
secundaria y terciaria. El petróleo crudo carece de la habilidad de salir de los poros de la roca en 
la que se encuentra. La extracción del petróleo se logra mediante el empuje con otro fluido como 
el gas o el agua. A este proceso se le llama desplazamiento. 
 
Recuperación primaria.- Es el desplazamiento que impulsa al petróleo es por medio de 
la energía natural que se encuentra ya dentro del yacimiento. Este tipo de producción 
utiliza las fuentes de energía presentes en el pozo como lo son; empuje por agua, por 
gas en solución, la expansión de la roca y los fluidos, empuje por capa de gas y 
drenaje por gravedad. 
 
 Empuje por agua.- Este tipo de recuperación se da cuando el yacimiento está 
conectado hidráulicamente a una roca con porosidad saturada con agua. Este tipo 
de roca se suelen llamar acuíferos, puede estar debajo de todo el yacimiento o 
solamente bajo una parte. Por lo general, el agua se encuentra comprimida. Sin 
embargo, al momento de recuperar el petróleo, el volumen de agua se expande 
empujándolo. 
 Empuje por gas en solución.- Bajo ciertas condiciones de presión y 
temperatura, existen yacimientos que contienen gas disuelto. De igual manera 
que el empuje por agua. Este método de recuperación ocurre al momento de la 
extracción del petróleo, ya que el gas se desprende y empuja el petróleo. 
 Expansión de la roca y de fluidos.- Se denomina petróleo subsaturado cuando 
este contiene una cantidad menor de gas al que se necesita para saturar al 
petróleo a la presión y temperatura del yacimiento. La energía del yacimiento se 
almacena por la compresibilidad que posee tanto la roca como los fluidos. Al 
extraer el petróleo, la presión declina, entonces el empuje por gas es el 
encargado de desplazarlo. 
 Empuje por capa de gas.- Este método de recuperación se da cuando el 
yacimiento cuenta con una capa de gas muy grande. En esta se almacena una 
gran cantidad de energía. Se libera después de comenzar la extracción de 
petróleo. Este tipo de pozos pueden contener una porción de agua en el fondo, lo 
 
 
 
Capítulo I 19 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
cual permite el uso de un método de recuperación combinado entre la inyección 
de gas y agua. 
 Drenaje por gravedad.- Es principalmente usado en yacimientos de gran 
espesor. Es un proceso muy lento ya que el gas debe migrar al tope del 
yacimiento para llenar el volumen que ocupa el petróleo y posteriormente crear 
otra capa de gas. 
 
Recuperación Secundaria.- Principalmente se fundamenta en la inyección de agua y/o 
gas. La inyección de estos fluidos ayuda al desplazamiento del petróleo. En el caso del 
gas, se inyecta para mantener la presión, también se puede inyectar dentro de la 
columna de petróleo para lograr el desplazamiento inmiscible de este. Debido a que no 
es muy eficiente, es muy poco utilizado en la actualidad. 
 
 Inyección de agua.- El primer patrón de flujo que recibió el nombre de invasión 
circular, consistía en la inyección de un solo pozo el fluido invadía los pozos que 
se encontraban en la periferia. Estos se convertían en inyectores lo que creaba un 
frente circular. Posteriormente, este patrón se cambió a un método donde se 
alternaban dos filas de pozos productores por una de pozos inyectores de agua. 
Con base a la posición de los pozos productores y los inyectores, la inyección de 
agua se puede llevar a cabo de dos maneras. 
 Inyección externa.- Se inyecta el agua fuera de la zona del petróleo 
principalmente en los flancos del yacimiento. 
 Inyección dispersa.- La inyección se lleva a cabo dentro de la zona del petróleo. 
La invasión por el agua ocasiona que los fluidos del pozo, como el petroleó y/o 
gas se desplacen. 
 
Inyección de gas.-Este fue el primer método que se sugirió para la recuperación 
adicional de petróleo. Al inyectar el gas al pozo petrolero, la energía del yacimiento 
aumentaba y desplazaba el petróleo. Existen diversos factores como las propiedades de 
los fluidos que se encuentren dentro del yacimiento, el tipo de empuje, la geometría 
del yacimiento, las propiedades de la roca, la temperatura y presión del yacimiento, los 
cuales que determinan la cantidad de petróleo que puede obtenerse mediante esta 
 
 
 
Capítulo I 20 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
técnica. De la misma manera que la inyección de agua, la del gas se puede clasificar en 
dos. 
 
 Inyección de gas interna.- El gas se inyecta directamente en la zona donde se 
encuentra el petróleo. Generalmente se aplica en yacimientos que cuentan con 
empuje por gas en solución o en aquellos que no cuenten con una capa de gas 
inicial. El gas inyectado previamente emerge a la par que el petróleo. 
 Inyección de gas externa.- Se inyecta el gas en la cresta dela estructura donde 
se encuentra la capa de gas, generalmente se usa en yacimientos de gran relieve 
para permitir que la capa de gas desplace el petróleo. 
 
Recuperación mejorada.- La recuperación mejorada (Enhanced Oil Recovery) es el 
conjunto de procesos utilizados para la recuperación de una cantidad mayor de 
petróleo en un yacimiento de lo que se logra únicamente con la recuperación primaria 
y secundaria. Básicamente, estos métodos consisten en la inyección gases y de 
químicos líquidos y/o el uso de la energía térmica. Los químicos más utilizados en 
estos procesos son el Nitrógeno, gases de combustión, CO2 e hidrocarburos gaseosos. 
Por otra parte los métodos térmicos utilizan el vapor o agua caliente. Existe también la 
generación in situ, esta se deriva de la combustión de petróleo en el yacimiento. Este 
tipo de recuperación está presente en países productores de petróleo como Venezuela, 
U.S.A., Indonesia, Venezuela, Canadá, entre otros. 
 
De este tipo de recuperacion adicional de petróleo se pueden destacar 2 tipos principalmente; 
térmicos y no térmicos. Esta división se fundamenta en el tipo de petróleo con el cual el método a 
emplear será el más efectivo. El primero es más efectivo con petróleos de tipo pesado mientras 
que el segundo es más apropiado con petróleo ligero. Esto no quiere decir que no funcione con 
petróleos pesados pero la efectividad es mucho menor. 
 
Métodos no térmicos.- En este tipo de métodos se pueden incluir principalmente 
procesos químicos y los miscibles, dentro de este tipo de métodos de recuperación se 
encuentran principalmente: 
 
 
 
 
Capítulo I 21 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 Invasión con polímeros.- Modificación de la inyección de agua, básicamente es 
añadir al agua con la que se inyectará el pozo, una cantidad de polímeros que va 
desde 200 hasta 1000 ppm. Esta solución posee gran viscosidad y es gracias a 
esta propiedad que la movilidad agua petróleo mejora considerablemente. 
 Invasión con surfactantes.- Los surfactantes son básicamente compuestos 
orgánicos derivados del petróleo, que mezclados a bajas concentraciones de agua 
su tensión interfacial baja. Esta condición ayuda a que el petróleo atrapado se 
haga móvil y así lograr su desplazamiento por el fluido que se haya inyectado. 
 Invasiones alcalinas.- Es un método donde se emplea un proceso de 
emulsificacion. Se requiere la adición en el agua de sustancias como el hidróxido 
de Sodio y así lograr un reacción con los ácidos orgánicos del petróleo para que 
se generen surfactantes y se provoque el mismo efecto que en la invasión 
anterior. 
 Inyección de espuma.- Esta se da mediante una acumulación de gas que están 
separadas por películas de líquidos. Se inyecta aire, agua y un agente químico 
para estabilizar. La inyección de la espuma en la porosidad de las rocas crea 
interfaces elásticas, las cuales generan una fuerza que actúa como pistón sobre el 
petróleo que es desplazado. 
 
Desplazamientos miscibles.- Estos se dan al inyectar un agente que desplace el petróleo 
y que sea miscible con este. La tensión interfacial entre ambos fluidos es nula. Por lo 
tanto, el desplazamiento del petróleo se asegura en un 100% por los poros donde el 
agente inyectado pase. Este desplazamiento puede ser de primer contacto como el que 
ocurre entre hidrocarburos, el dióxido de Carbón y el Carbón. Son usados también 
como agentes miscibles de desplazamiento en condiciones donde existe una presión 
alta y en crudos de gravedad API elevada. De este tipo de desplazamientos, los de 
mayor relevancia son: 
 
 Proceso de tapones miscibles.- Básicamente el proceso consiste en la inyección 
de un solvente líquido que se torna miscible después del primer contacto con el 
petróleo. Este tapón se inyecta generalmente en forma alternada con agua. Se 
requieren bajas presiones y se puede aplicar en un gran número de yacimientos. 
 
 
 
Capítulo I 22 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
 Proceso WAG.- Es un proceso donde ocurre una inyección alternada de agua y 
gas creando unos tapones, los cuales se mueven recorriendo la misma ruta en el 
yacimiento hasta los pozos productores. 
 Inyección de Nitrógeno.- Para que se puede hacer uso de este método, el 
yacimiento debe contar con ciertas características específicas como; el petróleo 
debe ser ligero, debe haber saturación de metano y el yacimiento debe tener una 
profundidad igual o mayor a 5000 pies. Al ser inyectado el Nitrógeno, reacciona 
con los componentes livianos del petróleo y se forma una vaporización. 
Posteriormente se convierte en una solución que es completamente miscible con 
el petróleo y así logra desplazarlo. 
 
Métodos térmicos.- Estos métodos son usados principalmente con petróleos viscosos, ya 
que con el incremento en la temperatura se reduce esta viscosidad, permitiendo que el 
petróleo fluya de una manera más fácil [I.30]. El método más antiguo conocido es el 
de los calentadores de fondo, que se remonta al año de 1865 cuyo principal objetivo 
era aumentar la temperatura para reducir la viscosidad. Aproximadamente el 60% de la 
producción por recuperación mejorada se debe a estos métodos, en específico la 
inyección de vapor. Se dividen principalmente en 2 tipos [I.31]: 
 
 Inyección de fluidos (agua caliente).- Se inyecta agua caliente a través de un 
cierto número de pozos, mientras que por otros se produce el petróleo. Durante 
el proceso, las cercanías del pozo inyector se calientan y a su vez parte de ese 
calor se pierde hacia formaciones cercanas. El agua que se inyecta tiene una 
disminución en su temperatura, la cual se mezcla con la temperatura de los 
fluidos del yacimiento. Se genera una zona que se calienta, la cual aumenta y 
mejora el desplazamiento y la recuperación final. 
 
 Inyección continúa de vapor.- Es un método de empuje con pozos de inyección 
y de producción. El vapor se inyecta de una manera continua. Posteriormente 
genera una zona de vapor, el cual se condensa y donde se condensa los 
hidrocarburos que estén presentes lo harán de igual manera. Como resultado hay 
una reducción en la viscosidad del petróleo, sumándose también que se da un 
 
 
 
Capítulo I 23 
 
Diseño de cabezal de distribución para generador de vapor 
 en el fondo de un pozo petrolero maduro 
 
Vapor 
Vapor 
condensado 
Inyección de vapor 
Petróleo 
a) 
desplazamiento más eficiente. Este método proporciona una mayor extracción de 
petróleo en comparación con la inyección de agua caliente. 
 Inyección cíclica de vapor.- Este método consiste en la inyección de una 
cantidad de vapor importante directamente al pozo. Esta fase va de 1 a