Proceso integral de exploración y producción de hidrocarburos en la industria petrolera nacional

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
 
 
 
PROCESO INTEGRAL DE EXPLORACIÓN Y 
PRODUCCIÓN DE HIDROCARBUROS EN LA 
INDUSTRIA PETROLERA NACIONAL 
 
 
 
TESIS QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO PETROLERO 
PRESENTA: 
 
 KARLA MARÍA BONOLA RENDÓN 
 
 
 
 
 
 
MÉXICO, D.F., OCTUBRE DE 2010 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Agradecimientos 
 
 
 
Para concluir mí etapa como universitaria realicé un gran esfuerzo, y ahora que 
estoy a punto de cerrar este ciclo me siento muy feliz y orgullosa de poder hacerlo. 
Ha sido un camino duro, hostil y con muchos obstáculos, los cuales agradezco 
después de comprenderlos, ya que me hicieron crecer. Sin embargo, también 
existieron cosas buenas y sobre todo personas que estuvieron conmigo en ésta 
travesía, por las cuales tuve ánimos de seguir y llegar a mi meta. 
 
 
A mis padres 
 
Que me apoyaron en todo momento (aún cuando no querían que me fuera lejos 
de casa) muchas gracias, porque ustedes me dieron y enseñaron la vida y me 
soltaron cuando llegó el momento, por confiar en mí, por inspirarme, por esos 
consejos y sobre todo por darme mucho amor. 
 
 
A mis hermanos 
 
Quienes siempre caminaron a mi lado y me dieron ánimos para seguir y no caer, 
por esa carrilla tan pesada que solo ellos saben dar, por esas pláticas tan lindas y 
divertidas que siempre hemos tenido, por creer en mí, gracias. 
 
 
A mis amigos 
 
Los cuales se convirtieron en mi familia y se solidarizaron conmigo para sentirme 
acompañada, gracias. 
 
 
A esa persona tan especial en mi vida 
 
Quien llegó para darme luz, amor, diversión sobre todo hacerme creer en mí y 
recuperar la fuerza y coraje que llevo dentro, gracias. 
 
 
 
I 
 
Contenido 
 
Resumen III 
 
Abstract IV 
 
Introducción V 
 
 
Capitulo 1. Exploración 1 
 
1.1 Evaluación del potencial petrolero 2 
 1.1.1 Identificación y evaluación de cuencas 4 
 1.1.2 Identificación y evaluación del sistema petrolero 5 
 1.1.3 Identificación y evaluación de plays 7 
 
1.2 Incorporación de reservas 9 
 1.2.1 Evaluación del prospecto (oportunidades y localizaciones 
 exploratorias) 10 
 1.2.2 Recursos prospectivos 11 
 
 
Capítulo 2. Perforación y Terminación de pozos 18 
 
2.1 Perforación 18 
 2.1.1 Planeación de la perforación del pozo 19 
 2.1.2 Equipos de perforación 23 
 2.1.3 Proceso de perforación de pozos 25 
 
2.2 Terminación de pozos 29 
 2.2.1 Clasificación de pozos 31 
 
2.3 Técnicas especiales de perforación 31 
 
2.4 Registros geofísicos 34 
 
 
Capítulo 3. Producción 36 
 
3.1 Infraestructura superficial de producción 37 
II 
 
 3.1.1 Criterios para el diseño de las instalaciones 37 
 3.1.2 Instalaciones superficiales de producción 38 
 
3.2 Explotación de campos 48 
 3.2.1 Procesos de recuperación de hidrocarburos 49 
 3.2.1.1 Proceso de recuperación primaria 51 
 3.2.1.2 Proceso de recuperación secundaria 56 
 3.2.1.3 Proceso de recuperación mejorada 61 
 3.2.2 Implantación de sistemas artificiales de producción 63 
 
3.3 Intervenciones a pozos 72 
 3.3.1 Intervenciones mayores 73 
 3.3.2 Reparaciones mayores 74 
 3.3.3 Reparaciones menores 75 
 3.3.4 Estimulaciones 75 
 3.3.5 Taponamiento de pozos 76 
 
3.4 Abandono de campos 77 
 
 
Capítulo 4. Caso de aplicación 78 
 
4.1 Descripción del campo 78 
4.2 Volumen original 93 
4.3 Descripción del escenario de producción 94 
4.4 Reservas de hidrocarburos 95 
4.5 Factores de recuperación 96 
4.6 Registros Geofísicos 97 
 
 
Conclusiones – Recomendaciones 98 
 
Relación de figuras 99 
 
Glosario 102 
 
Bibliografía 108 
 
Anexos 110 
 
 
III 
 
Resumen 
 
 
En este trabajo se establece el proceso integral de exploración y producción de 
hidrocarburos, con base en la línea de negocios de Pemex Exploración y 
Producción, se describen sus principales actividades que lo componen, de tal 
forma este documento presenta de manera sucinta los procesos de la exploración 
de hidrocarburos mediante la explicación de la evaluación del potencial petrolero, 
en el cual se establecen los modelos de las cuencas, la definición de los 
sistemas petroleros en ellas y la conceptualización de los plays asociados a cada 
sistema. 
 
Asimismo dentro del proceso exploratorio se incluye la incorporación de reservas, 
en donde se determinan las características de uno o más sistemas petroleros y 
cuyo objetivo principal es el de descubrir y evaluar nuevas reservas de 
hidrocarburos. Lo anterior con la finalidad de obtener pozos productores de aceite 
y gas en condiciones rentables. 
 
Por otra parte se proporciona una introducción al tema de perforación y 
terminación de pozos donde se presentan las diferentes etapas que implican 
desde la planeación de la perforación del pozo, el equipo con el que se ha de 
realizar la operación, el tipo de terminación del pozo; así como algunas de la 
técnicas especiales para llevar a cabo estas actividades. 
 
En lo que respecta a la producción de hidrocarburos se describen las etapas 
necesarias para su explotación y recuperación, lo cual hace ineludible contar con 
criterios específicos para el diseño de instalaciones superficiales de producción, 
los procesos de recuperación primaria, secundaria y mejorada que permitan el 
óptimo aprovechamiento de los mismos. Asimismo, los principales sistemas 
artificiales de producción que permitan compensar la pérdida de energía propia del 
yacimiento. 
 
Adicionalmente, a medida del avance de la explotación de los campos petroleros 
se hace indispensable la intervención a pozos como son: las reparaciones 
mayores, menor y estimulaciones con la finalidad de incrementar la vida del pozo y 
del yacimiento. 
 
Finalmente se establecen algunas conclusiones surgidas de los conceptos 
fundamentales expuestos en este trabajo. 
 
 
 
 
IV 
 
ABSTRACT 
 
 
In this work we established the Integral process of exploration and hydrocarbons 
production, based on the line of Exploration business at Pemex. Describes the 
main activities that make it up, so this document presents of succincty mediating 
exploration process of hydrocarbon, the explanation of the evaluation of the oil 
potential in which the models of the basins settle down, the definition of the 
petroleum systems in them and the conceptualization of the plays associated to 
each system. 
 
At the same within the processes exploratory includes the incorporation of 
reserves, where they are determined with the features of one or more systems oil 
tankers and whose main objectives are to discover and evaluating new 
hydrocarbon reserves, the above with the purpose of obtaining wells of oil and gas 
producers in profitable conditions. 
 
Moreover we present an introduction to the drilling topic and the wells ending 
where it introduces the different stages whose involves to the drilling planning, the 
equipment to use to get it, the ending of the well; likewise some other special 
techniques to develop all these activities. 
 
However the hydrocarbon production described in it during the necessary steps for 
the exploitation and retrieval; where specific standards seem incapable of being 
avoided for the surface production and the plants design. These standards are the 
prime and second retrieval processes that improve the accountability in them. 
 
Furthermore the principal stilted systems which make the lost energy in the oil field 
up. 
 
Farther, tailored development advances on oil fields make absolutely necessary 
the intervention in oil fields like: main and minor repairs in all of these just with the 
aim of cracking up the life time in oil fields and the wells. 
 
Finally we established somesuggested conclusions with specific concepts written 
in this work. 
 
 
 
 
 
V 
 
Introducción 
 
 
La sustentabilidad y viabilidad futura de nuestra industria petrolera descansa 
fundamentalmente en las reservas de hidrocarburos (en explotación, por 
desarrollarse y las oportunidades exploratorias, es decir, por ser descubiertas). 
Por consiguiente, el objetivo estratégico de mayor trascendencia es la restitución 
de reservas, por lo cual existen dos estrategias principales para restituirlas: la 
primera, relacionada con la explotación de los hidrocarburos, y la segunda, 
asociada a actividades de exploración como la evaluación probabilista de recursos 
a partir de información indirecta (sísmica, geoquímica, gravimétrica y otros). 
 
La información proveniente del proceso de exploración es interpretada en sitios 
especializados de visualización de las empresas petroleras, donde se establecen 
aquellas áreas que pueden contener depósitos de hidrocarburos, su potencial y 
dónde se deben perforar los pozos exploratorios para su confirmación, permitiendo 
la evaluación del volumen de hidrocarburos a través de la información de los 
pozos perforados, registros geofísicos, núcleos y pruebas de laboratorio. De tal 
forma que la fase exploratoria requiere de un lapso de maduración 
aproximadamente de uno a seis años. 
 
Mediante el éxito exploratorio, la etapa de producción de hidrocarburos comienza 
con la implantación de proyectos de desarrollo de campos, por lo que dentro de 
sus actividades más importantes se encuentran la perforación de pozos, el diseño 
y construcción de instalaciones y la implementación de los sistemas artificiales de 
producción; asimismo en la fase de maduración se incorporan métodos de 
recuperación secundaria y mejorada que incrementan el factor de recuperación. 
 
De este modo, el hidrocarburo extraído comúnmente se encuentra asociado con 
sedimentos, agua y gas natural, por lo que se requiere la construcción previa de 
infraestructura que permita su producción, separación y almacenamiento. Por lo 
tanto, el petróleo una vez separado se envía a los tanques de almacenamiento y a 
los oleoductos que lo transportan hacia el sistema de refinación y en su caso a las 
terminales para su exportación. 
 
Asimismo, cuando el yacimiento alcanza su etapa de madurez se requiere una 
óptima administración mediante distintas intervenciones para continuar con su 
explotación, hasta llegar al punto en el cual no sea rentable y se procede al 
abandono. 
1 
 
Capítulo 1 
 
Exploración 
 
 
El descubrimiento de yacimientos de petróleo no es cuestión de la casualidad, sino 
de una tarea científicamente organizada, que se planifica con mucha antelación. 
De forma tal que mediante instrumentos de alta precisión y técnicos 
especializados deben ser trasladados a regiones a menudo deshabitadas, en el 
desierto o en la selva, obligando a colocar infraestructura de comunicación, 
disponer de helicópteros, instalar campamentos y laboratorios. 
 
Para encontrar hidrocarburos en el subsuelo, los geocientíficos deben buscar una 
cuenca sedimentaria rica en materia orgánica. El petróleo puede estar en el mismo 
lugar donde se formó (roca madre) o haberse filtrado hacia otros lugares 
(yacimientos) por entre los poros y/o fracturas de las capas subterráneas. 
 
De esta forma, para que se den las condiciones de un depósito ó yacimiento de 
petróleo, es necesario que los pozos de roca sedimentaria estén sellados por 
rocas impermeables (generalmente arcillosas) que impidan su paso. Esto es lo 
que se llama una “trampa”, debido a que el petróleo queda ahí atrapado. En 
términos geológicos, se llama sección litológica y está debidamente identificada 
por edad, nombre y tipo del material rocoso del cual se formaron. 
 
La exploración consiste básicamente en identificar y localizar, apoyándose en 
investigaciones de tipo geológicas. Uno de los primeros pasos en la búsqueda del 
petróleo es la obtención de una superficie determinada. Esto permite elaborar 
mapas geológicos en los que se identifican características, se inspecciona el área 
seleccionada y se toman muestras de las rocas de la superficie para su análisis; 
asimismo, también se utilizan aparatos gravimétricos de superficie que permiten 
medir la densidad de las rocas que hay en el subsuelo. 
 
Mediante estos estudios se tiene una primera aproximación del índice potencial 
petrolero y de la calidad de rocas almacenadoras que pueda haber en un lugar. 
Sin embargo, el paso más importante en la exploración son los estudios geofísicos 
(sísmica), la cual permite conocer con mayor exactitud la presencia de yacimientos 
en el subsuelo. 
 
Toda la información obtenida a lo largo del proceso exploratorio es objeto de 
interpretación en las salas de visualización de las empresas petroleras, donde se 
2 
 
establecen y determinan las áreas que pueden contener depósitos de 
hidrocarburos, cuál es su potencial de hidrocarburos y dónde se deben perforar los 
pozos exploratorios para su confirmación, definiéndose los “prospectos 
petroleros”. La fase exploratoria requiere un periodo de maduración entre uno y 
seis años, con riesgos y oportunidades importantes para generar valor. Es la fase 
donde se descubren las reservas. 
 
Los principales procesos en cada etapa de la exploración son: 
 
Evaluación del potencial petrolero (EP) 
 Identificación y evaluación de cuencas 
 Identificación y evaluación de sistemas petroleros 
 Identificación y evaluación de plays 
 
Incorporación de reservas (IR) 
 Evaluación del prospecto 
 Recursos prospectivos 
 
 
1.1 Evaluación del potencial petrolero 
 
La evaluación del potencial petrolero, se refiere al establecimiento de los modelos 
de las cuencas, la definición de los sistemas petroleros en ellas y la 
conceptualización de los plays asociados a cada sistema, así como las 
oportunidades exploratorias identificadas en cada play para disponer de mejores 
bases para la incorporación, desarrollo y explotación de reservas. 
 
En la figura 1, se aprecian las distintas formas de realizar la exploración y poder 
determinar el Potencial Petrolero, por ejemplo: en tierra, mediante métodos 
especializados se generan ondas sonoras que son refractadas y reflejadas las 
cuales se propagan de acuerdo al tipo de estrato que atraviesan y que son 
detectadas mediante un micrófono sumamente sensible conocido como geófono. 
De esta manera, aplicando las leyes de velocidad y tiempo a las ondas sísmicas 
se generan mapas tridimensionales de los estratos, a esta técnica/proceso se le 
conoce como sismología. 
 
3 
 
 
 
Figura 1. Modelo idealizado de la actividad exploratoria integral. 
 
 
En ésta etapa los productos que se llevan a cabo son: 
 Índice del potencial generador (geología superficial y geoquímica) 
 Sismología 2D y 3D 
 Métodos potenciales (gravimetría y magnetometría) 
 
A continuación se presentan los estudios principales de carácter geológico y 
geofísico que emplea la industria petrolera nacional para el desarrollo del proceso 
de la evaluación del potencial petrolero (figura 2). 
 
 
 
Figura 2. Estudios que integran el proceso de evaluación del potencial petrolero. 
4 
 
1.1.1 Identificación y evaluación de cuencas 
 
A través de la identificación y evaluación de cuencas, se puede definir el tipo de 
cuenca, su historia tectónica, estructural y sedimentaria de la misma. Esto se hace 
mediante estudios geológicos y geofísicos regionales, principalmente los métodos 
potenciales, la geoquímica, la geotecnia, la estratigrafía y la geología estructural; 
con lo cual es posible identificar y jerarquizar áreas de interés petrolero. 
 
Cuenca: Receptáculo donde se deposita una columna sedimentaria, y que 
comparte en varios niveles estratigráficos una historia tectónica común. 
 
Cuando las zonas de depositación ocupan extensiones areales regionales se 
denominan cuencas sedimentarias. Es frecuente que en nuestro planeta se 
desarrollen condiciones para la depositación continuao discontinua de espesores 
importantes de sedimentos, que pueden alcanzar varios miles de metros. 
 
A continuación se describen sus principales actividades: 
 
Se realiza un diagnóstico geológico regional para definir y jerarquizar áreas con 
potencial y establecer un programa de trabajo, de tal forma que este cotejo 
asegure la viabilidad económica del estudio. 
 
Seguido por la integración y análisis de la información geológica y geofísica, el 
cual es un proceso en donde se analizan los datos adquiridos procedentes del 
yacimiento de interés (pozos exploratorios, gravimetría, magnetometría, sísmica 
2D y 3D); permitiendo su unificación y estudio. 
 
Una vez evaluada la misma se decide si ésta es suficiente y adecuada para 
continuar o si es necesario adquirir y procesar más para complementar. De 
acuerdo a la investigación los resultados se validan conforme a los parámetros de 
la cuenca establecidos y se carga en la base de datos del sistema interactivo 
(simulador). 
 
Se determina el marco estratigráfico, estableciendo las principales secuencias, 
distribución regional de facies y modelos sedimentarios, a partir de la 
interpretación: de pozos, bioestratigrafía, núcleos, registros geofísicos y sísmica 
2D y D3. 
 
Se define el marco tectónico estructural estableciendo su geometría, dimensiones, 
estilos estructurales y la historia tectónica de la cuenca mediante el análisis e 
interpretación de los siguientes insumos disponibles: pozos, bioestratigrafía, 
5 
 
sísmica 2D y 3D y métodos potenciales (gravimetría y magnetometría). Se 
establece el tipo y modelo geológico de la cuenca mediante la integración de las 
características estratigráficas, además del modelo tectónico estructural. 
 
Se realiza la selección y jerarquización de áreas de interés con potencial petrolero 
mediante el examen de las actividades antes efectuadas obtenidas en la definición 
de modelo geológico de la cuenca. Una vez concluida la secuencia de 
procedimientos se documenta el informe final de análisis y evaluación de cuenca 
en la base de datos. 
 
 
1.1.2 Identificación y evaluación del sistema petrolero 
 
Una vez que se cuenta con el resultado del estudio de la cuenca es posible 
identificar y evaluar de manera sistemática el sistema petrolero, definiendo los 
elementos y procesos geológicos involucrados en su formación, así como su 
potencial petrolero. Estos son: 
 
 Una roca generadora con suficiente contenido de materia orgánica y 
madurez termal, capaz de haber formado y expulsado una carga de 
hidrocarburos. 
 Una roca con porosidad y permeabilidad que funcione como almacenadora 
de gas y/o aceite generados. 
 Una trampa geológica estructural o estratigráfica limitada por una roca sello 
impermeable al paso de los hidrocarburos. 
 Los proceso de migración de los hidrocarburos hacia la trampa y de 
sincronía que se deben dar entre todos estos elementos. 
 
El sistema petrolero es un sistema natural, que incluye los elementos y procesos 
geológicos esenciales para que un yacimiento de aceite y/o gas exista en la 
naturaleza (figura 3). 
 
Éste se estudia como modelo dinámico donde intervienen varias entradas a la 
cuenca sedimentaria (sedimentos, materia orgánica), ocurre su transformación 
(diagénesis, catagénesis) y se genera el aceite y/o gas que finalmente puede 
acumularse en una trampa petrolera. 
 
6 
 
 
Figura 3. Modelo idealizado de las características principales del sistema petrolero de una 
área de oportunidad. 
 
Con base en lo anterior, se requiere elaborar un programa de trabajo que permita 
obtener la información necesaria para llevar a cabo la evaluación, por lo cual a 
continuación se describen sus principales actividades: 
 
Se selecciona, integra y analiza la información geológica, geofísica y geoquímica 
disponible, para caracterizar los elementos (roca generadora, almacenadora, sello 
y trampa) y eventos (generación, migración, entrampamiento y preservación de 
hidrocarburos) del medio dentro de la cuenca. 
 
Una vez revisada la misma se decide si ésta es suficiente y adecuada para 
continuar o si es necesario adquirir y/o procesar más para complementar. Se 
carga en la base de datos del sistema los resultados obtenidos ya validados 
conforme a los lineamientos establecidos. 
 
Se caracteriza (calidad y cantidad del material orgánico) y define la distribución de 
rocas generadoras existentes; al igual que del subsistema de migración-
entrampamiento, en donde se integra o caracteriza, mediante secciones y mapas 
de distribución y calidad de la roca almacén o yacimiento y sello, trampa, ruta de 
migración y conectividad (sistemas de fallas, fracturas y discordancias). 
 
A partir de la integración se realiza el modelado geológico: bidimensional y 
tridimensional, mediante un software especializado, para caracterizar la evolución 
de los procesos de generación, migración, entrampamiento y preservación de 
hidrocarburos. 
 
7 
 
Se ejecuta el estudio de las etapas anteriores para evaluar y elaborar mapas de 
riesgo del medio. El análisis del riesgo geológico se define como la probabilidad de 
que los elementos del sistema petrolero estén funcionando y se cuantifica a partir 
de un proceso específico diseñado para ello. 
 
La siguiente ecuación describe el proceso para la determinación del riesgo 
geológico: 
 
 
1 
Probab. carga × Probab. roca almacenadora × Probab. trampa-sello× 
Probab. migr.ysincr. 
 
Donde la probabilidad se califica de 0.1 a 0.4 rasgos/elementos negativos a desfavorable, 
0.5 desconocimiento total de factores a favor o en contra y 0.6 a 0.9 elementos 
alentadores a favorables. 
 
 
Para finalizar la etapa se realiza la selección, jerarquización de áreas de interés y 
propuesta de plays hipotéticos apoyándose en el análisis de los riesgos y la 
estimación de volumetría. Y por último concluida la secuencia de actividades, se 
documenta el informe final de análisis y evaluación de sistemas petroleros y 
estructura la información en la base de datos. 
 
 
1.1.3 Identificación y evaluación de plays 
 
En esta etapa se identifica, define y evalúa de manera sistematizada los recursos 
potenciales de los plays hipotéticos y establecidos de aceite y de gas, donde esté 
estudiado el sistema petrolero, con diferentes niveles de conocimiento en el 
proceso exploratorio. 
 
Como play se entiende al conjunto de campos o prospectos genéticamente 
relacionados, que comparten características similares en ambiente de depósito, 
rocas generadoras, trampas, sellos, los procesos de carga de hidrocarburos 
(generación, expulsión, sincronía, migración, acumulación y preservación) y su 
tipo de hidrocarburos. Es un modelo que se basa en la evolución estratigráfica y 
estructural de una cuenca, donde intervienen varios factores geológicos que 
deban combinarse para producir acumulaciones de petróleo en un nivel 
estratigráfico determinado. 
 
8 
 
Comprende básicamente: 
 
 Espesor o potencia 
 Composición química 
 Contenido de materia orgánica 
 Tipo de materia orgánica 
 Distribución geográfica 
 Calidad y madurez 
 Facies y microfacies 
 Paleogeografía 
 Estructura 
 Litología (tipo de minerales y/o líticos) 
 
Play establecido es en el que se han descubierto hidrocarburos en uno o más 
yacimientos para los cuales se han estimado las reservas. Mientras que Play 
hipotético es visualizado por el analista con base en la información geofísica y el 
conocimiento geológico regional del área. Es una hipótesis y el concepto de Play 
no ha sido verificado. 
 
Una vez determinadas las observaciones anteriores se procede con la siguiente 
etapa para la cual es requerida la elaboración de un programa de trabajo que 
permita obtener la información necesaria para llevar a cabo la evaluación, a 
continuación se describen sus principales actividades. 
 
Se compila, estudia y valida toda la información geológica, geofísica y de 
producción del área de interés, de acuerdo a los lineamientos establecidos. Una 
vez revisada se decide siésta es suficiente y adecuada para continuar o si es 
necesario adquirir más, si no lo es se carga en la base de datos. 
 
En base a la interpretación revisada se realizan los siguientes procedimientos: 
 
 Actualización del marco estratigráfico-sedimentario (definiendo o 
agrupando los horizontes estratigráficos de interés, su distribución y 
modelos). 
 Cartografiado de las trampas estructurales o estratigráficas que 
contienen las rocas almacén y sello de cada play. 
 Determinación de los estilos estructurales y evolución tectónica de 
las trampas. 
 Actualización del modelo de carga de hidrocarburos y los sistemas 
de fallas asociados a las trampas que pudieran actuar como 
9 
 
conductos de migración de hidrocarburos o zonas deficientes del 
sello de los plays. 
 
Se efectúa la interpretación para la caracterización de los plays, su análisis de 
riesgo mediante la elaboración de mapas de los elementos (carga de 
hidrocarburos, roca almacenadora, trampa y sello) y de mapas de riesgos 
compuestos, evaluación volumétrica-económica para cada área de oportunidad 
identificada utilizando herramientas especializadas que permiten posteriormente 
su jerarquización con base en la volumetría y los indicadores económicos 
establecidos. 
 
Concluida la secuencia de actividades se documenta el informe final del estudio y 
estructura la información en la base de datos. Dando como resultado el informe 
final con oportunidades jerarquizadas y la propuesta de estrategias exploratorias. 
 
 
1.2 Incorporación de reservas 
 
La incorporación de reservas establece las características de uno o más sistemas 
petroleros, cuyo objetivo principal es descubrir y evaluar nuevas reservas de 
hidrocarburos. 
 
En este contexto, la perforación de pozos es la única actividad que permite 
confirmar a la exploración la existencia de un yacimiento de hidrocarburos; de tal 
forma que durante esta etapa los geólogos estudian las muestras de roca cortadas 
durante la perforación del pozo corriendo periódicamente registros geofísicos. Los 
resultados de estos estudios definen las capas del subsuelo de interés de las 
cuales puede extraerse petróleo y/o gas. 
 
No obstante lo minucioso de dichos métodos no siempre se conduce al hallazgo 
de los hidrocarburos, a pesar de existir condiciones geológicas propicias para 
almacenar el producto. 
 
Por ello, la exploración se lleva a cabo en forma tenaz, examinando nuevas áreas 
y revisando constantemente la información obtenida, lo cual permite la evaluación 
de las reservas potenciales. 
 
Por otra parte, sí el pozo exploratorio tiene éxito revela la existencia de una zona 
de interés mediante la manifestación de aceite o gas, lo cual es incorporado a las 
reservas y así justifica la perforación de pozos para delimitar el yacimiento y 
desarrollar el campo petrolero de reciente descubrimiento. 
10 
 
1.2.1 Evaluación del prospecto (oportunidades y localizaciones 
exploratorias) 
 
La oportunidad exploratoria es una condición geológica con características de 
contener hidrocarburos capaces de ser producidos y formar parte de un sistema 
petrolero. 
 
La administración de bases de datos de oportunidades exploratorias es 
responsabilidad de la coordinación de exploración, la cual verifica la congruencia 
de la información contenida para todas y cada una de las oportunidades y 
oficializarlas cada tres meses. Para tal efecto, se establecen cédulas de registro y 
evaluación de oportunidades exploratorias, mismas que conforman la herramienta 
oficial para el registro, evaluación volumétrica, probabilidad de éxito geológico y de 
éxito comercial de las oportunidades y localizaciones. 
 
Para dar seguimiento a la integración, interpretación y documentación de las 
localizaciones para garantizar su integridad dentro del proceso de generación y 
aprobación, así como las que se aprueben para su perforación. 
 
Debido a la importancia de esta etapa se tienen establecidos diferentes procesos 
de calidad que la sancionan técnicamente: 
 
 Determinar la viabilidad técnica 
o Asegurar la calidad y confiabilidad de la información que contenga la 
base de datos de oportunidades exploratorias 
o Asegurar que las modificaciones propuestas sean realizadas e 
implementadas 
o Asegurar el alineamiento estratégico y la disponibilidad de la 
información sísmica requerida 
 
De esta manera, se determina la asignación del presupuesto para la perforación 
de localizaciones exploratorias aprobadas en función del valor económico, 
volumétrico y/o estratégico. Dentro de estas áreas asignadas la orientación de la 
localización se busca de una nueva acumulación, de delimitación o extensión de 
yacimiento, en busca de uno más profundo o más somero. 
 
En este contexto, la localización de sondeo estratigráfico mantiene su definición la 
cual hace referencia a las que se perforan en áreas donde se tiene poco 
conocimiento de sus características geológicas en el subsuelo y su principal 
objetivo es obtener la información relacionada con espesor de la columna 
sedimentaria, secuencia estratigráfica, características litológicas, rocas 
11 
 
generadoras, almacenadoras y trampa-sello, velocidades sísmicas, cambios de 
facies, correlaciones con reflectores sismológicos, por tal motivo no comprometen 
recursos. 
 
A continuación se describen las actividades principales: 
 
Se documenta la información mínima necesaria, que son: ubicación geográfica, 
referencias topográficas, antecedentes geológico petroleros del área, objetivos y 
clasificación de la localización, columna geológica probable, evaluación técnica 
(roca generadora, roca almacenadora, geometría de la trampa, sello, sincronía y 
migración), estimación de recursos de hidrocarburos y evaluación de la 
probabilidad de éxito. 
 
En consecuencia, las localizaciones seleccionadas quedan incluidas en el 
programa de perforación exploratoria y permitan asegurar el cumplimiento de las 
metas planteadas en la estrategia de incorporación de reservas. 
 
 
1.2.2 Recursos prospectivos 
 
Los recursos prospectivos representan la cantidad de hidrocarburos evaluados a 
una fecha dada, de acumulaciones que todavía no se descubren pero que han 
sido inferidas y se estima pueden ser recuperables; mismos que son utilizados 
para definir la estrategia exploratoria y con ello programar las actividades físicas e 
inversiones dirigidas al descubrimiento de nuevas reservas de hidrocarburos que 
permita restituir las reservas de los campos actualmente en producción y dar 
sustentabilidad al país a mediano y largo plazo. 
 
De tal forma, estos recursos prospectivos estimados y su distribución en las 
principales cuencas productoras del país se aprecian en la figura 4, donde la 
estrategia exploratoria continúa intensamente sus actividades en la planicie 
costera, en la plataforma continental y en aguas profundas del Golfo de México, 
donde desde los 90´s (1994-1997) la adquisición e interpretación de información 
geológica y geofísica han permitido estimar la magnitud del potencial petrolero de 
México. 
 
Por lo tanto se considera que este potencial también llamado recurso prospectivo 
pueda alcanzar un volumen de 53.8 miles de millones de barriles de petróleo 
crudo equivalente, de los cuales la mayor parte se encuentran en la cuenca del 
sureste y las cuencas del Golfo de México profundo. 
12 
 
En este contexto, la búsqueda de aceite se concentra principalmente en las 
cuencas del sureste y Golfo profundo, mientras que la de gas no asociado se 
enfocan en las cuencas de Sabinas, Burgos y Veracruz. 
 
 
 
Figura 4. Distribución de los recursos prospectivos de México en 2009. 
 
 
Estrategia exploratoria 
 
El conocimiento que actualmente se tiene de la distribución geográfica de los 
recursos prospectivos en México, ha permitido dirigir la estrategia exploratoria 
hacia la búsqueda de aceite. 
 
Adicionalmente se han programado trabajos exploratorios en la Cuenca del Golfo 
de México Profundo donde si bien existen los mayores riesgos geológicostambién 
se esperan los mayores volúmenes de hidrocarburos a incorporar. Por lo anterior, 
se estima que esta cuenca contribuya con una producción significativa de aceite y 
gas natural en mediano y largo plazo. 
 
Para lograr los objetivos de producción, la estrategia exploratoria considera 
incorporar un recurso prospectivo medio de más de 6,300 millones de barriles de 
petróleo crudo equivalente en los siguientes cinco años, y alcanzar una tasa de 
restitución de reservas totales de 100 por ciento en el año 2012. 
 
13 
 
Por lo tanto, el esfuerzo exploratorio va a estar alineado durante los primeros años 
a la siguiente estrategia: 
 
 Proyectos de aceite: enfocados a las Cuencas del Sureste para 
incorporar reservas de aceite y gas a partir del año 2010, e intensificar la 
exploración en la Cuenca del Golfo de México Profundo, sin desatender 
el resto de las cuencas maduras y/o en desarrollo. Esto apoyará las 
acciones dirigidas a mantener la plataforma de producción actual y 
lograr la meta de restitución de reservas. 
 
 Proyectos de gas natural: orientados a mantener la plataforma de 
producción de este tipo de hidrocarburo y contribuir a concretar las 
metas de restitución de reservas; las actividades se enfocan 
principalmente hacia las cuencas de Burgos y Veracruz. 
 
 Consolidación del desarrollo de las reservas de gas no asociado 
descubiertas en el área de Holok en la Cuenca del Golfo de México 
Profundo. 
 
El logro de las metas anteriores se fundamenta en la ejecución eficiente de las 
actividades programadas donde la adquisición de información, el procesamiento 
de datos sísmicos y la interpretación geológica-geofísica permitan identificar 
nuevas oportunidades y generar localizaciones exploratorias, así como evaluar el 
riesgo geológico asociado a las mismas fortaleciendo así el portafolio de proyectos 
exploratorios. 
 
Dada la naturaleza de los proyectos exploratorios, la estimación de los recursos 
prospectivos es una actividad continua a la que se necesita incorporar los 
resultados de los pozos exploratorios perforados, así como la información 
geológica-geofísica adquirida. 
 
Por tanto, la caracterización del potencial petrolero del país debe ser actualizada 
conforme se cuente con nueva información o se apliquen nuevas tecnologías de 
acuerdo a los avances principalmente tecnología en sísmica. 
 
 
 
 
 
 
14 
 
Reservas 
 
 
Se definen como aquellos hidrocarburos que se prevé serán extraídos 
comercialmente de plays conocidos a una fecha dada. Es conveniente mencionar 
que el concepto de reservas involucra siempre grado de incertidumbre. La 
incertidumbre depende principalmente de la cantidad y calidad de la información 
geológica, geofísica, petrofísica y de ingeniería de yacimientos, así como la 
disponibilidad al tiempo de la estimación e interpretación de esta información. 
 
El nivel de incertidumbre puede ser usado para colocar reservas en una de dos 
clasificaciones principales, probadas o no probadas, de acuerdo con el siguiente 
esquema: 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
A consecuencia de la explotación, hay disminución de reservas, las cuales se 
deben ir reponiendo, para esto está el proceso de restitución de reservas, que es 
la cantidad de hidrocarburos que se reponen o incorporan por nuevos 
descubrimientos con respecto a lo que se produjo en un periodo dado. 
Reservas originales 
(Recursos económico) 
Reservas probadas 
originales 
Reservas 
no probadas 
Producción 
acumulada 
Reservas 
probadas 
Reservas 
probables 
Reservas 
posibles 
Desarrollada No desarrolladas 
15 
 
Las reservas probadas son acumulaciones de hidrocarburos cuya rentabilidad ha 
sido establecida bajo condiciones económicas a la fecha de evaluación; en tanto 
las reservas probables y posibles pueden estar basadas en futuras condiciones 
económicas. 
 
Las reservas se tienen como 1P reserva probada, 2P suma de las reservas 
probadas más las reservas probables y 3P suma de las reservas probadas más 
las reservas probables más las reservas posibles. 
 
Es necesario destacar que en general, las cantidades de hidrocarburos no deben 
ser clasificadas como reservas a menos que haya una expectativa de que la 
acumulación será desarrollada y puesta en producción en un tiempo razonable. 
 
 
Reservas probadas 
 
Las reservas probadas de hidrocarburos son cantidades estimadas de aceite 
crudo, gas natural y líquidos del gas natural, las cuales mediante datos geológicos 
y de ingeniería de yacimientos, demuestran con certidumbre razonable que serán 
recuperadas en años futuros de yacimientos conocidos bajo condiciones 
económicas y de operación existentes a una fecha específica. Las reservas 
probadas se pueden clasificar como desarrolladas o no desarrolladas. 
 
La determinación de la certidumbre es generada por el riesgo geológico estimado 
en la evaluación del play y/o del yacimiento explotado. La SEC “Securities and 
Exchange Commission” (agencia independiente del gobierno de Estados Unidos 
que tiene la responsabilidad principal de hacer cumplir las leyes federales de los 
valores y regular la industria de los valores, las bolsas de valores y los mercados 
de opciones de la nación, y otros mercados de valores electrónicos), establece 
que los precios de venta de aceite crudo, gas natural y productos del gas natural a 
utilizarse en la evaluación económica de las reservas probadas, deben 
corresponder al año evaluado. 
 
En general, las reservas son consideradas probadas si la productividad comercial 
del yacimiento está apoyada por datos de producción reales o por pruebas de 
producción concluyentes. 
 
El volumen considerado como probado incluye aquel delimitado por la perforación 
y por los contactos de fluidos. Además, incluyen las porciones no perforadas del 
yacimiento que puedan ser razonablemente juzgadas como comercialmente 
productoras, de acuerdo a la información de geología e ingeniería disponible. 
16 
 
Sin embargo, si los contactos de los fluidos se desconocen, la concurrencia de 
hidrocarburos conocida más profunda controla el límite de reserva probada. 
 
Las reservas probadas son las que aportan la producción y tienen mayor 
certidumbre que las probables y posibles. Desde el punto de vista financiero, son 
las que sustentan los proyectos de inversión, y por ello la importancia de adoptar 
definiciones emitidas por la SEC. 
 
 
• Reservas desarrolladas 
 
Son aquellas reservas que se esperan sean recuperadas de pozos 
existentes, incluyendo las reservas detrás de la tubería de revestimiento, 
que pueden ser extraídas con la infraestructura actual mediante actividades 
adicionales con costos moderados de inversión; por ejemplo: Chicontepec, 
Cantarell, Ku-Maloob-Zaap. 
 
• Reservas no desarrolladas 
 
Son reservas que se espera serán recuperadas a través de pozos nuevos 
en áreas no perforadas. Lo anterior aplica tanto en procesos de 
recuperación primaria como de recuperación secundaria y mejorada. 
Ejemplos: Noxal y todo el Golfo México Norte. 
 
 
Reservas no probadas 
 
Son volúmenes de hidrocarburos evaluados a condiciones atmosféricas, al 
extrapolar características y parámetros del yacimiento más allá de los límites de 
certidumbre razonable, o de suponer pronósticos de aceite y gas con escenarios 
tanto técnicos como económicos que no son los que prevalecen al momento de la 
evaluación. 
 
En situaciones de desarrollo no inmediato, los volúmenes de hidrocarburos 
descubiertos comercialmente producibles, pueden ser clasificados como reservas 
no probadas. Ejemplos: Golfo de México (Lakach y Lalail). 
 
 
• Reservas probables 
 
Son aquellas reservas no probadas en donde el análisis de la información 
geológica y de ingeniería del yacimiento sugiere que son más factibles de 
ser comercialmente recuperables, que de lo contrario. Si se emplean 
17 
 
métodos probabilistas para su evaluación, existirá una probabilidad de al 
menos 50 por ciento de que las cantidades a recuperar sean iguales o 
mayores quela suma de las reservas probadas más probables. 
 
 
• Reservas posibles 
 
Son aquellos volúmenes de hidrocarburos cuya información geológica y de 
ingeniería de yacimientos sugiere que es menos segura su recuperación 
comercial que las reservas probables. 
 
De acuerdo con esta definición, cuando son utilizados métodos 
probabilistas, la suma de las reservas probadas, probables más posibles 
tendrá al menos una probabilidad de 10 por ciento de que las cantidades 
realmente recuperadas sean iguales o mayores. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
18 
 
CAPÍTULO 2 
 
 
Perforación y Terminación de pozos 
 
 
2.1 Perforación 
 
La perforación de pozos es el conjunto de actividades para realizar agujeros que 
comunican a un yacimiento probable con la superficie para que este sea 
explotado, estos agujeros son llamados pozos petroleros; sin embargo es una 
tarea bastante compleja y delicada, por lo que debe ser planeada y ejecutada de 
tal manera que sea efectuada en forma segura, eficiente y económicamente 
rentable. 
 
En general esta actividad se desarrolla perforando la superficie, desde un diámetro 
de 5” a 36” hacia el subsuelo utilizando un equipo de perforación el cual rota una 
tubería de perforación con una barrena en el fondo. Después de que el subsuelo 
es perforado, secciones de tubería de revestimiento se introducen en el agujero, y 
posteriormente son cementadas para proveer estabilidad al agujero y protegerlo 
de zonas de presiones anormales. 
 
Una vez que se coloca la tubería de revestimiento, se pueden perforar nuevas 
secciones de pozo más pequeñas en diámetro. Hoy en día, un pozo perforado 
tiene de 3 a 5 secciones de tubería de revestimiento en su desarrollo. 
 
El objetivo de la perforación de pozos es comunicar al yacimiento con la superficie 
para el aprovechamiento de este, al igual que el estudio de diversas zonas que 
probablemente sean productoras, solo perforando un pozo se puede saber con 
certeza si un yacimiento es productor o no y si contiene una reserva de 
hidrocarburos. 
 
Los procedimientos empleados durante el diseño y la operación del pozo, son 
determinados usualmente por prácticas comunes en el área, experiencia y 
habilidad del personal; así como por los procedimientos y políticas adoptadas por 
la empresa. 
 
 
 
 
19 
 
Perforación exploratoria 
 
Es la perforación de pozos localizados fuera de los límites de yacimientos 
conocidos o descubiertos, o bien la perforación de pozos dentro de los límites de 
un yacimiento con los objetivos: 
 
1. Buscar nuevos horizontes productores, arriba o abajo del horizonte 
productor. 
 
2. Delimitar horizontal y/o verticalmente los yacimientos. 
 
3. Adquirir información que permita realizar una caracterización inicial con alto 
grado de certidumbre, para evaluar la rentabilidad y programar la estrategia 
de explotación del o de los yacimientos descubiertos. 
 
 
Perforación de pozos de desarrollo 
 
Actividad destinada a iniciar el desarrollo o completarlo para optimizar la 
explotación, ambas dentro de los límites que se conocen al momento en que se 
inicia o se continúa la perforación, siendo el objetivo terminar dichos pozos en el 
horizonte productor. 
 
 
 
2.1.1 Planeación de la perforación del pozo 
 
La planeación de la perforación contempla principalmente el diseño del pozo, el 
programa de operación y la supervisión, previo al inicio de la ejecución de las 
actividades para la realización del pozo; es decir, consiste en realizar mediante 
estudios, los procedimientos que se van a seguir a través del proceso de crear el 
pozo, el diseño de un plan de perforación, el tipo de equipo a utilizar, las tuberías 
de perforación y revestimiento, así como las barrenas y el programa de fluidos de 
perforación. 
 
Al igual se incluyen otras actividades como la extracción de núcleos y la definición 
de los programas de corridas de registros geofísicos. 
 
En esta etapa se estiman los tiempos de trabajo, y procesos a seguir en el 
proyecto de un pozo. 
 
20 
 
A continuación se describen brevemente los principales elementos que impactan 
directamente en la planeación de la perforación del pozo. 
 
 
1. Información de correlación de pozos 
 
 La información de pozos de correlación nos brinda un indicio de los 
 problemas del agujero y los ritmos de perforación potenciales. También 
 puede brindarnos un programa de pozo en ejecución susceptible de 
 mejorarse, por lo que entre más completa y precisa sea la información del 
 pozo de correlación menores son los riesgos potenciales. 
 
La planeación de un pozo a partir de un objetivo exploratorio comienza con 
la meta de obtener producción de aceite o gas. Por lo tanto, el primer paso 
consiste en identificar y seleccionar una trayectoria del pozo para alcanzar 
este objetivo. 
 
 
2. Trayectoria del pozo 
 
La selección de la trayectoria del pozo es una de las primeras 
oportunidades para evitar problemas durante la ejecución. 
 
Entre los diversos factores que deben considerarse al seleccionar la 
trayectoria del pozo figuran los siguientes: localización de los objetivos, 
posición del equipo de perforación, inclinación y dirección, estabilidad del 
agujero, planos de estratificación y trayectoria natural de la barrena, 
perforación horizontal y por último herramientas para la medición en el 
fondo del pozo. 
 
 
3. Programa de tubería de revestimiento 
 
Después de seleccionar la trayectoria del pozo, se diseña el programa de 
asentamiento de tubería de revestimiento. El programa se diseña del fondo 
hacia arriba; se elige el diámetro de la tubería de producción y entonces se 
selecciona el tamaño mínimo de tubería de revestimiento que permita ésta 
terminación. 
 
 
 
21 
 
4. Limpieza del agujero e hidráulica 
 
Resulta necesario retirar los recortes que se encuentran por debajo de la 
barrena, de tal manera que no vuelvan a perforarse, y desplazar los 
recortes fuera del pozo para evitar problemas operativos. 
 
 
5. Fluido de perforación 
 
La densidad del fluido se debe equilibrar cuidadosamente para que 
descienda dentro de la ventana operacional permitida en el programa de 
asentamiento de tubería de revestimiento. La función principal del fluido es 
la de remover los recortes de rocas del agujero durante el proceso de 
perforación, así como de contar con un medio de control de la presión de la 
formación. El fluido puede llegar a ser uno de los componentes más 
costosos del programa de perforación. 
 
 
6. Control de sólidos 
 
Un control de sólidos inadecuado puede conllevar a un enjarre de gran 
espesor, altas presiones de surgencia y suaveo, disminución de la 
perforación, embolamiento de la barrena y los estabilizadores, desgaste del 
equipo, cementaciones deficientes y pérdida de circulación. 
 
Resulta importante tener un equipo de control de sólidos adecuado y 
especificado de acuerdo al pozo, con una instalación y supervisión 
adecuada. 
 
 
7. Selección de barrenas 
 
Las barrenas se seleccionan con la finalidad de lograr el ritmo de 
penetración óptimo. 
 
Esto significa que deben perforar rápido y durar lo suficiente para minimizar 
el número de viajes para cambiar de barrena. En términos ideales, toda la 
sección de agujero descubierto debería perforarse con una sola barrena, 
buscando la rentabilidad de la actividad. 
 
 
22 
 
De esta forma, en la industria petrolera nacional se realizan diferentes tipos de 
pozos: 
 
 
 Pozos Verticales 
 
Son el medio artificial a través del cual se comunica el subsuelo con la 
superficie. La profundidad a documentar de los pozos tanto terrestres como 
marinos, deberá ser la profundidad desarrollada en metros bajo mesa 
rotaria (mbmr). El ángulo de inclinación para este tipo de pozos deberá ser 
de 0 a 5 grados. 
 
 
 Pozos Direccionales 
 
Su característica principal consiste en que sus ángulos de inclinación 
deberán ser de 6 a 29 grados (bajo), de 30 a 59 grados (medio) y de 60 a 
79 grados (alto). 
 
 
 Pozos HorizontalesEn estos pozos el ángulo de inclinación es mayor a los 80 grados con la 
finalidad de incrementar la productividad del pozo. 
 
 
 Pozos Multilaterales 
 
Este tipo de pozos consta de un agujero vertical con uno ó varios ramales 
hacia uno o varios objetivos con la finalidad de incrementar la productividad 
del pozo. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
23 
 
2.1.2 Equipos de perforación 
 
El equipo de perforación propiamente dicho consiste en un sistema mecánico o 
electromecánico, compuesto por una torre, de unos veinte o treinta metros de 
altura que soporta un aparejo diferencial, juntos conforman un instrumento que 
permite el movimiento de tuberías con sus respectivas herramientas, que es 
accionado por una transmisión energizada por motores a explosión o eléctricos. 
 
Este mismo conjunto impulsa simultánea o alternativamente una mesa de rotación 
que contiene al vástago, tope de la columna perforadora y transmisor del giro a la 
tubería. 
 
En la industria petrolera se disponen de diferentes equipos de perforación según 
las condiciones y características de las localizaciones a perforar se selecciona el 
idóneo. A continuación se citan los principales equipos utilizados comúnmente: 
 
 
Equipos de perforación: 
 
 Marinos 
 Equipos fijos 
• Plataformas fijas ancladas 
• Plataformas auto-elevables 
• Plataformas de piernas tensadas 
 Flotantes 
• Plataformas semi-sumergibles 
• Barcos de perforación 
• Barcazas 
 Terrestres 
 Equipos convencionales 
 Equipos no convencionales 
 
 
24 
 
Los elementos de un equipo convencional de perforación se presentan en la figura 
5. 
 
 
Figura 5. Equipo de perforación convencional. 
 
1. Corona 
2. Torre ó mástil 
3. Cable 
4. Polea viajera 
5. Unión giratoria 
6. Sistema de circulación 
7. Mesa rotatoria 
8. Subestructura 
9. Malacate 
10. Presas de lodos 
11. Bombas 
12. Sarta de perforación 
13. Espacio anular 
14. Lastrabarrena 
15. Motor de fondo 
16. Barrena 
 
25 
 
2.1.3 Proceso de perforación de pozos 
 
Hablar del proceso integral de perforación de pozos es muy extenso y materia de 
otro estudio, por lo que a continuación se resumen las principales actividades que 
nos ayudan a entender en su contexto este proceso (figura 6). 
 
 
 
 
Figura 6. Proceso para la perforación de un pozo. 
 
 
La secuencia principal de actividades en el proceso para la perforación de un pozo se 
describe a continuación: 
 
 
Diseño 
 
Es la etapa sustantiva que garantiza una óptima ejecución de las distintas etapas 
del proceso de perforación. Teniendo como objetivo formular un programa donde 
se involucren todas las variables para la perforación de un pozo, persiguiendo las 
siguientes características: seguridad, mínimo costo y utilidad. 
 
1. Recopilación de la información. 
2. Predicción de presión de formación y fractura. 
26 
 
3. Determinación de profundidad de asentamiento de tubería de 
revestimiento (T.R.). 
4. Selección de geometría y trayectoria del pozo. 
5. Programa de fluidos de perforación. 
6. Programa de barrenas. 
7. Diseño de T.R. y programas de cementación. 
8. Diseño de sartas de perforación. 
9. Tiempos estimados de perforación. 
10. Costos de perforación. 
11. Localización. 
12. Estudios de geomecánica. 
13. Logística de equipos. 
 
 
Movimiento de equipo 
 
Dentro del movimiento de equipo se realizan actividades de logística que permiten 
llevar a cabo el transporte e instalación del equipo de perforación así como el de 
sus componentes. 
 
 Recepción de la localización: 
1. Verificar ubicación. 
2. Verificar camino de acceso. 
3. Verificar condiciones, dimensiones y orientación. 
4. Nivelación. 
5. Compactación. 
6. Contrapozo. 
7. Presa de quema. 
8. Cercado perimetral con alambre de púas y tela gallinera. 
9. Acceso a la localización (guarda ganado y portón). 
10. Señalamientos de acceso y de la localización. 
 
 Transporte e instalación del equipo: 
1. Seleccionar apoyo logístico en base al tipo de equipo de intervención. 
2. Nivelar área de las naves. 
3. Transportar equipo. 
4. Instalar equipo. 
5. Perforar agujeros auxiliares. 
6. Verificar condiciones de seguridad (check list). 
7. Nivelar mástil. 
 
27 
 
Perforación 
 
En la perforación se ejecutan las diferentes etapas que contribuyen para realizar el 
pozo, mismas que llevan una secuencia ordenada y controlada. 
 
 
 Etapa superficial 
 
1. Seleccionar, medir, calibrar y armar barrena y ensamble de 
fondo. 
2. Perforar intervalo programado con fluido base agua. 
3. Circular limpiando agujero. 
4. Sacar barrena a la superficie. 
5. Introducir y cementar tubo conductor. 
6. Acondicionar tubo conductor. 
 
 
 Etapa intermedia 
 
1. Seleccionar, medir, calibrar y armar barrena y ensamble de 
fondo. 
2. Perforar el intervalo que se programe con un fluido base agua. 
3. Circular limpiando agujero. 
4. Sacar barrena a la superficie. 
5. Tomar registros eléctricos. 
6. Introducir y cementar tubería de revestimiento. 
7. Instalación de conexiones superficiales de control. 
8. Instalación de charola ecológica. 
9. Instalación de buje de desgaste. 
 
 
 Etapa productora o de explotación 
 
1. Seleccionar, medir, calibrar y armar barrena y ensamble de 
fondo. 
2. Meter barrena y herramientas hasta tocar tapones de 
desplazamiento. 
3. Efectuar cambio de fluido base agua por base aceite. 
4. Efectuar primera prueba de T.R. 
28 
 
5. Moler tapones, rebajar accesorios y cemento hasta 5 metros arriba 
de la zapata (por seguridad). 
6. Efectuar segunda prueba de T.R. 
7. Rebajar cemento y zapata. 
8. Perforar etapa según programa. 
9. Circular limpiando agujero. 
10. Efectuar viaje corto a la zapata para medir pozo. 
11. Circular, desgasificar y acondicionar lodo con la densidad 
requerida. 
12. Sacar barrena a la superficie, aflojando juntas de la herramienta. 
13. Tomar registros eléctricos. 
14. Efectuar viaje de reconocimiento. 
15. Circular. 
16. Sacar tubería de producción (T.P.) a superficie, aflojando juntas. 
17. Recuperar buje de desgaste y recuperar charola ecológica. 
18. Introducir y cementar T.R. 
19. Esperar fraguado de cemento. 
20. Introducir y cementar tubing less con bola colgadora instalada 
21. Esperar fraguado de cemento a preventor cerrado. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
29 
 
2.2 Terminación de pozos 
 
La terminación de pozos es el proceso de preparar un pozo para producción o en 
otros casos para inyección. Esto particularmente involucra el acondicionar el fondo 
del pozo a las especificaciones requeridas, correr la tubería de producción y las 
herramientas asociadas, así como la estimulación si es necesaria. 
 
La terminación se va a desarrollar de acuerdo a las condiciones del pozo, ya sea 
en agujero descubierto o con tubería de revestimiento. 
 
La fase de terminación se desarrolla con el cambio del equipo de perforación por 
uno de terminación que generalmente es de menor potencia, ya que son de menor 
diámetro que la ultima tubería de revestimiento cementada. Una vez montado el 
equipo de terminación se procede con la limpieza del pozo y se acondicionan las 
propiedades del fluido de terminación. 
 
Luego a través de estudios de registros geofísicos sea localizan los intervalos de 
interés en la formación, es decir aquellos intervalos donde se estima que puede 
haber una gran producción de hidrocarburos, al igual se localizan las conexiones 
de las distintas tuberías de revestimiento en el arreglo del pozo. 
 
Localizadas las zonas de interés se continúa con la fase de disparos, el cual con 
cargas detonantes se realizan perforaciones hacia el yacimiento, para comunicar 
los fluidos de interés con la tubería de revestimiento y comenzar a producir a la 
superficie. 
 
La terminación de encarga igualmente de realizar las instalaciones superficiales 
para el transporte y control de los pozos, y su transporte hacia las distintas 
instalaciones. 
 
Asimismo, la finalidad de la terminación de pozos es el acondicionamiento del 
fondo del pozo como de la superficiepara poder comenzar la producción en éste, 
de tal forma, se realizan tres etapas fundamentales durante el desarrollo de 
terminación de pozos, las cuales se describen a continuación: 
 
 
De esta forma, se realizan tres etapas fundamentales durante el desarrollo de 
terminación de pozos, se describen a continuación: 
 
 
 
30 
 
Planeación 
 
1. Integrar los requerimientos de las áreas para elaborar el programa anual 
según el movimiento de equipos. 
2. Programar los de equipos en forma interdisciplinaria para su selección (se 
cuenta con equipos con limitantes, en la capacidad de recepción de 
materiales y de operación). 
3. Contratación de equipos, materiales y servicios en base a la información de 
diseños preliminares. 
 
 
Diseño 
 
1. Las áreas de ingeniería y diseño reciben y analizan la información básica 
de los pozos a terminar. 
2. Analizar información técnica de los pozos de correlación. 
3. Identifica áreas de oportunidad de mejora de terminación. 
4. Elaborar ingeniería de diseño de terminación de pozos (diseño de aparejos, 
diseño de disparos). 
5. Obtener tiempos y costos de los diseños de terminación de pozos de las 
opciones identificadas. 
6. Seleccionar la mejor opción de diseño de terminación de pozos. 
7. Elaborar relación de equipos, materiales y servicios. 
8. Elaborar el programa de terminación, integrando las ingenierías 
desarrolladas, la relación de equipo, materiales, servicios, tiempos y costos 
del diseño. 
9. Formalización y difusión del programa de terminación. 
 
 
Ejecución 
 
1. Efectuar la perforación del pozo con un equipo y preferiblemente la 
terminación del pozo con otro equipo de menor costo. 
2. Cambio de equipo (desmantelar, transportar e instalar). 
3. Transportar equipos y materiales para la terminación de pozos 
(programación de materiales). 
4. Proporcionar servicios de fluidos, toma de información, aislamiento de 
intervalos, disparos, estimulación e inducción. 
5. Definición del contenido de hidrocarburos en el pozo. 
 
 
31 
 
2.2.1 Clasificación de pozos 
 
Con base a las pruebas de producción el pozo se clasifica de la siguiente forma: 
 
 
Productor 
 
Se define así al pozo que produzca hidrocarburos a condiciones estabilizadas y 
sustentadas mediante pruebas de presión-producción. Los hidrocarburos pueden 
estar limpios o con un corte de agua de formación. 
 
Para clasificar los pozos productores no se considera la transformación 
termodinámica que sufren los hidrocarburos, al pasar de sus condiciones de 
presión y temperatura de fondo a condiciones atmosféricas; así como tampoco el 
tipo y cantidad de contaminantes que contienen (agua, H2S, CO2, sales, metales, 
etc.). 
 
 
Improductivo 
 
Es el pozo que no aportó hidrocarburos ya sea porque no se encontró la formación 
productora ó bien se alcanzó el objetivo pero resultó invadido de agua, seco, con 
alta viscosidad o con baja permeabilidad. 
 
 
2.3 Técnicas especiales de perforación 
 
La perforación de pozos cada vez resulta más riesgosa, profunda, costosa y se ve 
en situaciones más comprometidas con el medio ambiente. Por eso es 
indispensable utilizar algunas técnicas especiales, que nos permitan alcanzar los 
objetivos de los programas de perforación en la búsqueda de hidrocarburos, con el 
mínimo del tiempo, máxima seguridad y al menor costo. 
 
A continuación se presentan las principales técnicas de perforación. 
 
 
1) Operaciones con tubería flexible 
 
Estos equipos intervienen en la perforación, terminación y mantenimiento 
de pozos. Su facilidad de instalación, bajo costo y seguridad han permitido 
ahorros significativos a la industria petrolera. 
32 
 
Sus aplicaciones son: 
 
 Limpiezas. 
 Inducciones. 
 Estimulaciones. 
 Cementaciones. 
 Pescas. 
 Terminaciones. 
 Perforación. 
 
 
2) Perforación con tubería de revestimiento 
 
 La tecnología emergente de la perforación de pozos empleando la 
tubería de revestimiento (T.R.) se encuentra en etapa de prueba con 
buenos augurios para ser una tecnología rentable. 
 El cambio básico consiste en eliminar la sarta de perforación y sustituirla 
por la tubería de revestimiento. De acuerdo a las perspectivas de las 
compañías que han utilizado este método de perforación, han logrado 
un ahorro en el costo del 7 al 10 por ciento en el tiempo real de 
perforación. 
 En la cuenca de Burgos de la región norte de México, se ha realizado la 
adecuación de un equipo para poder perforar rotando la tubería de 
revestimiento hasta el objetivo y evaluar tanto la resistencia de la junta 
como la del tubo a los esfuerzos de torque y arrastre. La perforación de 
estos pozos tuvo una duración aproximada de veinticuatro días para un 
pozo vertical y veintisiete días para un pozo direccional. 
 Revisión de los procedimientos para el manejo de la T.R. durante la 
perforación, durante la recuperación y durante la cementación de la 
misma. 
 La aplicación de la técnica para perforar con T.R. deberá implementarse 
únicamente en los pozos y campos que cumplan con: 
 
 Campos donde se requiere aumentar la rentabilidad del proyecto. 
 En pozos someros a medianos con una profundidad promedio entre 
1500 a 3000 m. 
 Que requieran solo de dos a tres etapas. 
33 
 
 Que sus necesidades de producción se manejen a través de 
diámetros reducidos. 
 Diámetros de TR´s. Recomendables: 4 ½”,5”,5 ½”,6”. 
 Formaciones perfectamente identificadas. 
 
 
3) Perforación bajo balance 
 
La perforación en yacimientos depresionados con técnicas convencionales 
representa un gran reto en tanto enfrenta diferentes problemas en forma 
simultánea, tales como: 
 
 Pérdidas totales de circulación. 
 Brotes. 
 Atrapamiento por presión diferencial. 
 Atrapamiento por empacamiento. 
 
Lo anterior obedece a que la densidad equivalente necesaria para perforar 
cierta sección del pozo, contrasta con la de requerir otra sección en tanto se 
trate de formaciones de diferente presión que necesiten TR´s adicionales, lo 
que no siempre es técnica y económicamente factible; sin embargo, con la 
técnica de perforación bajo balance es posible resolver tales problemas. 
 
Se tiene una operación bajo balance cuando la densidad equivalente del 
fluido de control se diseña intencionalmente para que sea menor que la 
presión de las formaciones que se están perforando. 
 
El fluido puede tener una densidad natural o inducida, en cuyo caso se 
agrega gas, aire o nitrógeno a su fase liquida, permitiendo la entrada de 
fluidos de la formación al pozo, que deben circularse y controlarse en la 
superficie. Esta técnica se aplica tanto a pozos de baja presión como de 
alta. 
 
 
 
 
 
 
 
 
34 
 
2.4 Registro geofísicos 
 
Es la representación gráfica de una propiedad física de la roca contra la 
profundidad. 
 
Los registros geofísicos de pozos, constituyen una de las informaciones básicas 
obtenidas durante la perforación de un pozo petrolero, ya que permiten determinar 
propiedades petrofísicas de las rocas tales como litología, porosidad, 
permeabilidad, saturación de fluidos, etc. y por consiguiente su capacidad de 
producción de hidrocarburos y su calidad de rocas almacén y sello. 
 
También son considerados elementos indispensables en la interpretación 
geológica-económica de áreas exploratorias, desarrollo de campos, 
caracterización de yacimientos y evaluación de reservas. 
 
El registro se obtiene al hacer pasar los sensores de la sonda enfrente de la 
formación moviendo la herramienta lentamente con el cable. (Figura 7). 
 
 
 
 
Figura 7. Esquema de la toma de registros. 
 
35 
 
Factores que influyen en las respuestas de registros: litología, porosidad y 
contenido de fluidos. 
 
Clasificación de los registros 
 
1. En función del principio físico de la herramienta: 
 Resistividad 
 Acústicos 
 Radioactivos 
 Mecánicos 
 
2. En función de la propiedad petrofísica por medir: 
 Resistividad 
 Conductividad 
 Densidad 
 Radioactividad 
 Tiempo de tránsito 
 
Utilidad de los registros 
 
 Correlacióny límites entre capas 
 Diferenciación entre rocas duras y blandas 
 Determinación de cuerpos permeables 
 Discriminación de capas acuíferas-petroliferas 
 Determinación de contactos agua-hidrocarburos 
 Determinación cuantitativa de f y sw 
 Determinación de productividad (móvil de hidr.) 
 Determinación de la litología 
 Determinación de porosidad secundaria 
 Delineación de características estructurales y sedimentarias 
 Volumen de arcilla y permeabilidad (k) 
 Salinidad de agua de formación 
 Medida del diámetro de agujero 
 Determinación de la calidad de la cementación 
 Determinacion de daños de tuberías 
 Determinación de corrosión de tuberías 
 Determinación de temperatura 
 Registros de producción 
36 
 
CAPÍTULO 3 
 
 
Producción 
 
La producción de hidrocarburos consiste en la ejecución de las diferentes 
actividades necesarias para explotar eficientemente los pozos petroleros, lo cual 
incluye principalmente los tratamientos para estimular el flujo de los hidrocarburos 
del yacimiento hacia la boca del pozo en el fondo, los sistemas apropiados para 
llevarlos a la superficie con la presión suficiente para su transportación así como 
su manejo y recolección para ser entregados para proceso o a venta. 
 
Después de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de 
producir; en este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en 
funcionamiento por surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las 
perforaciones. 
 
Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento, 
su presión, la permeabilidad de la roca, etc., el fluido llegará a la superficie con 
caudales satisfactorios o no satisfactorios. 
 
Para incorporar un pozo a producción se realizan trabajos específicos y mediante 
herramientas especializadas se perfora la tubería de revestimiento a la altura de la 
formación donde se encuentra el yacimiento. De tal forma, que el petróleo fluye 
por esos orificios hacia el pozo y se extrae mediante una tubería de menor 
diámetro, conocida como “tubing” o “tubería de producción”. 
 
Si el yacimiento tiene energía propia, generada por la presión subterránea y por 
los elementos que acompañan al petróleo (por ejemplo gas y agua), éste sale por 
sí solo. En este caso se instala en la cabeza del pozo un equipo llamado “árbol de 
navidad”, que consta de un conjunto de válvulas para regular el paso del fluído. 
 
Si no existe esa presión se emplean otros métodos de extracción. El más común 
ha sido el “balancín” o “machín”, el cual mediante un permanente balanceo, 
acciona una bomba en el fondo del pozo que succiona el petróleo hacia la 
superficie. 
 
El petróleo extraído generalmente viene acompañado de sedimentos, agua y gas 
natural, por lo que se construye previamente una infraestructura que permita su 
producción, separación y almacenamiento. Una vez separado de estos elementos, 
37 
 
el petróleo se envía a los tanques de almacenamiento y a los oleoductos que lo 
transportan hacia las refinerías o hacia los puertos de exportación. 
Los principales procesos en cada etapa de la producción son: 
 
 Infraestructura superficial de producción 
 Explotación de yacimientos 
o Procesos de recuperación de hidrocarburos 
o Implantación de sistemas artificiales de producción 
 Intervenciones a pozos 
 Abandono de pozos 
 
 
3.1 Infraestructura superficial de producción 
 
En la industria petrolera la función de producción, abarca las actividades 
necesarias para la explotación eficiente de los pozos, iniciando con los 
tratamientos para estimular el flujo de los hidrocarburos del yacimiento hacia la 
boca del pozo en el fondo, seguido por la elección de los sistemas apropiados 
para llevarlos a la superficie con la presión suficiente para su propia 
transportación, por último la conducción, recolección y manejo para ser 
entregados y los procesen o vendan. 
 
Los fluidos que se obtienen de los pozos son una mezcla de hidrocarburos 
líquidos y gaseosos además de impurezas (agua salada azufre y diversos 
minerales en muy pequeñas proporciones). Estos hidrocarburos solo tienen valor 
comercial cuando se encuentra en forma independiente después de ser separados 
de la mezcla. 
 
 
3.1.1 Criterios para el diseño de las instalaciones 
 
Las instalaciones superficiales de producción deben ser diseñadas aprovechando 
los avances tecnológicos que permitan una operación eficiente, fácil y cómoda 
además de segura y económica. 
 
Para ello es indispensable el conocimiento detallado de: 
 
 Equipos 
 Mecanismos 
 Accesorios y dispositivos que la componen 
38 
 
Otros aspectos a considerar 
 
Se debe aplicar como norma de conducta el dar cumplimiento a los siguientes 
enunciados en el diseño y cálculo de las instalaciones superficiales de producción, 
atender los aspectos técnicos, económicos, sociales y ecológicos. 
 
 Aspecto técnico: 
Ser flexibles, cómodos, fácil de operar seguros, aplicando la tecnología 
apropiada y conveniente. 
 
 Aspecto económico: 
Ser rentables y buscar un máximo valor de recuperación de acuerdo con los 
tiempos de vida útil. 
 
 Aspecto social: 
Independientemente de evitar dañar el patrimonio de terceros, por el 
contrario buscar que la ubicación, accesos y servicios puedan impactar 
positivamente en la sociedad. 
 
 Aspecto ecológico: 
Conservar la armonía en el medio ambiente. 
 
 
Las actividades petroleras son altamente riesgosas y se manejan productos 
contaminantes, por lo que se debe buscar disminuir estos factores al mínimo. 
 
 
 
3.1.2 Instalaciones superficiales de producción 
 
A continuación se describen los tipos de instalaciones superficiales de producción 
más comunes utilizados en la industria petrolera nacional 
 
 
Árbol de válvulas de producción 
 
Es un conjunto ensamblado de cabezales, colgadores, conectores, adaptadores, 
carretes y válvulas que se instalan en la cabeza del pozo. Su primera sección o 
medio árbol de perforación, se arma de acuerdo al de perforación y cementación 
39 
 
de tuberías de revestimiento. El medio árbol se instala en la fase de determinación 
del pozo. 
 
Este tema es parte del estudio en forma detallada de los accesorios de 
perforación, terminación y reparación de pozos. Sin embargo, el manejo de la 
producción en la superficie inicia en el árbol de válvulas, el proceso de la 
recolección de los fluidos producidos por los pozos empieza por el control en la 
cabeza del mismo, esto es mediante la operación del árbol de válvulas. 
 
Existen diversos tipos de árboles, su ensamblado depende de las necesidades de 
las terminaciones de los pozos y estos, de las características de los yacimientos, 
pueden ser para terminación sencilla, doble, múltiple, para alta o bajas presiones, 
también si son para pozos que operan con sistemas artificiales de explotación si 
se instalaron bien, en submarinos. Para este tema, solo se exponen de forma 
sucinta lo referente a árboles de terminación sencilla. (Figura 8) 
 
Para una sola sarta de producción y de sistemas artificiales de explotación el 
conocimiento de operación y funcionamiento de los árboles de válvulas de pozos 
petroleros, forma parte y está íntimamente ligado al diseño de tuberías de 
descarga, redes de recolección, cabezales y del cálculo de baterías de 
separación. 
 
La mezcla de hidrocarburos y agua contenidos en los yacimientos fluye a la 
superficie a través del pozo, en su inicio durante la etapa de perforación se coloca 
sobre la T.R. superficial en la parte superior un cabezal base donde se instala el 
equipo de control superficial (preventor). 
 
Posteriormente según se avanza en la profundidad y de acuerdo con el programa 
de cementación de tuberías de revestimiento se van instalando sucesivamente 
carretes, adaptadores, cabezales y colgadores que se van utilizando con el fin de 
colgar las TR´s para aislar los espacios anulares, sentar preventores y poder 
continuar perforando. 
40 
 
 
 
Figura 8. Árbol de válvulas y sus componentes básicos.También se instalan válvulas laterales en los cabezales, como prevención de 
poder producir por el espacio anular entre tuberías de revestimiento en un futuro ó 
bien para desfogar presiones acumuladas, así como para vigilar la comunicación 
entre espacios anulares. 
41 
 
Al concluir la etapa de perforación quedan definitivamente ensamblados los 
cabezales, colgadores, carretes adaptadores, válvulas laterales, etc., hasta la 
última tubería de revestimiento utilizada, este conjunto se conoce como medio 
árbol de perforación o inferior. Dependiendo de los sistemas de terminación 
(sencillo, doble, triple, etc), y operación del pozo (fluyente o de sistema artificial), 
se instalará sobre el primero. 
 
El segundo medio árbol es conocido como el de producción el cual es diferente en 
cada caso. Así el árbol de válvulas es un conjunto de cabezales colgadores, 
conectores y carretes adaptadores, válvulas y demás conexiones ensambladas. 
 
La función del medio árbol de perforación es servir de base del equipo de control y 
permitir las operaciones para controlar y dirigir el flujo de los fluidos de control 
hacia su interior en los casos de perforación, reparación o estimulación de los 
pozos, está compuesto por: 
 
 Válvula maestra. 
 Válvulas laterales. 
 Válvulas de sondeo. 
 Cabezal de la T. P. 
 Cabezal último T. R. 
 Válvulas laterales de espacio anular T.R. Y T. P. 
 Cabezal de 2 ª ó 3ª T.R. 
 Válvulas laterales del cabezal de la 2ª ó 3ª T. R. 
 Cabezal de la primera T. R. 
 Estranguladores. 
 
Los estranguladores se clasifican de acuerdo a lo siguiente: 
 
A).- Por su posición. 
1.- Superficiales. 
2.- De fondo. 
 
B).- Por su Diseño. 
1.- Fijos y Positivos. 
2.- Ajustables. 
3.- De orificio múltiple: Existen dos tipos de estranguladores de orificios 
múltiples: 
a.- Tipo revolver. 
b.- Tipo barril. 
42 
 
La aplicación considera el funcionamiento de un estrangulador instalado en 
la cabeza del pozo. Es práctica común en los campos petroleros escoger el 
estrangulador para un pozo fluyente de tal modo que las pequeñas 
variaciones en la presión corriente abajo, es decir en la presión de la línea 
de flujo (tubería de descarga), cuyas causas se deben a la operación de un 
separador no afectan a la presión en la cabeza del pozo (p, t , h) y, en 
consecuencia a su comportamiento. 
 
 
Sistema de recolección de producción 
 
El sistema de tuberías, bombas, tanque, válvulas y otro equipo adicional por medio 
del cual se transporta el aceite y se controla el flujo desde los pozos hasta el punto 
principal de almacenamiento o distribución, se llama sistema de recolección. 
 
Comúnmente el sistema de recolección va creciendo a medida que se van 
empleando las operaciones de perforación y eventualmente aparenta un diseño 
deficiente para las necesidades de la localización, al aproximarse a su desarrollo 
completo, requiriendo costosos reacondicionamientos o duplicación de 
infraestructura, puesto que un campo es generalmente un área probada se 
perforan primero los pozos delimitadores por lo que este pronto quedará rodeado 
por una línea de recolección principal con ramales que se extienden a las baterías 
de separación. (Figura 9). 
 
 
Instalaciones para la separación de fluidos 
 
La separación de las fases líquida y gaseosa se lleva a cabo en equipos 
denominados separadores, que se diseñan y construyen de acuerdo con las 
características de la mezcla de hidrocarburos. 
 
El proceso de separación de los fluidos aportados por el pozo dependen de 
factores como: 
 
• Alta presión en la cabeza del pozo. 
• Alta Relación Gas Aceite (RGA). 
• Aprovechamiento de la energía del yacimiento para transporte. 
Uno de los aspectos importantes de la función de producción es el manejo de los 
hidrocarburos producidos por los pozos en la superficie. 
43 
 
De las actividades de producción en la superficie es fundamental la separación de 
fases líquidas y gaseosas y debe efectuarse de manera eficiente para lograr los 
volúmenes óptimos de cada fase, tomando en consideración diversos factores 
importantes. 
 
En la actualidad se utilizan los separadores adecuados para obtener aceites más 
ricos en gasolinas y fases más limpias (gases casi secos y líquidos estabilizados). 
 
 
 
Figura 9. Instalaciones superficiales de producción. 
 
 
 
Tipos de separadores 
 
Dada la gran variedad de separadores que en la actualidad se utilizan en la 
industria petrolera y para facilitar su identificación se describen los más utilizados. 
 
De esta manera, los separadores son recipientes o vasijas generalmente 
metálicos construidos para operar a presión, cuya función es la separación de la 
mezcla de hidrocarburos en sus fases líquidas y gaseosas. Los separadores 
convencionales de dos fases remueven o separan los gases de los líquidos. 
 
44 
 
Existen diferentes tipos de separadores: 
 
 Verticales. 
 Horizontales. 
 Esféricos. 
 Ciclónicos. 
 De un barril. 
 De dos barriles. 
 Separadores bifásicos. 
 
Además de razones señaladas para efectuar la separación de fases de una 
mezcla producida por los pozos, existen otros aspectos que la hacen conveniente 
técnica y económicamente. 
 
Se presentan problemas al tener fluidos de características y comportamientos 
distintos en los mismos sistemas de recolección y transporte, se dificulta el poder 
de bombardearlos o comprimirlos en forma combinada porque existe la 
probabilidad de formar candados de gas a lo largo de las tuberías o ductos. 
 
El almacenamiento de la mezcla de líquidos y gases es difícil y costoso por 
requerir de separadores de características especiales principalmente en presión. 
Si la mezcla contiene agua salada se presentan problemas de corrosión y 
depositaciones e incrustaciones de carbonatos y sulfatos de calcio que disminuyen 
el área de flujo. 
 
Con relación a la medición de los hidrocarburos, se facilita la medición por fases. 
En la actualidad aún no son confiables las mediciones en tiempo real con los 
dispositivos existentes. 
 
Para su mejor aprovechamiento y obtención de los productos finales, los procesos 
industriales se efectúan por fases separadas. 
 
Como ejemplo se observan los esquemas típicos de los separadores horizontales 
y verticales de dos fases, por medio de las figuras 10A y 10B, respectivamente. 
45 
 
 
Figura 10A. Diagrama típico de un separador horizontal de dos fases. 
 
 
Figura 10B. Diagrama típico de un separador vertical de dos fases. 
46 
 
Centrales de almacenamiento y bombeo 
 
El aceite crudo que proviene desde el yacimiento hasta la boca del pozo es 
enviado por una tubería de escurrimiento (descarga) a la central de recolección 
(batería) en donde se separa, mide, almacena y una vez que se ha acumulado 
una cantidad conveniente se bombea por un oleoducto hasta la refinería para su 
proceso industrial o bien para su exportación. 
 
Una batería en su forma más sencilla estaría conformada por tanques de 
almacenamiento, este tipo de instalación corresponde al caso en donde existe gas 
en cantidad pequeña que no requiere separación, y donde la configuración del 
terreno permite al crudo descender por gravedad a lo largo del oleoducto, hasta el 
punto de utilización (refinería, exportación). 
 
No siempre el desnivel del terreno favorece el escurrimiento del aceite, así que es 
necesario instalar bombas para impulsar el crudo desde los tanques de 
almacenamiento hasta el oleoducto principal, y también acoplar equipo especial 
para separar el gas del aceite en un punto intermedio entre los pozos y los 
tanques de almacenamiento. 
 
El número de tanques de almacenamiento depende principalmente de la 
producción diaria que se maneje en la batería, y de preferencia se debe dejar un 
margen de seguridad para posibles pozos que se integren posteriormente. 
 
La capacidad de los tanques es normalmente igual a tres o cuatro veces el 
volumen de aceite crudo que se produzca diariamente. 
 
En principio el almacenamiento se hacía en “presas de tierra”,