JimenezMorenoMarcosA DMANAV 2019

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MODELADO GRÁFICO PARA EL DISEÑO DE POZOS 
PETROLEROS VERTICALES EN CAMPOS TERRESTRES 
 
TESIS 
PARA OBTENER EL GRADO DE 
DOCTOR EN 
MANUFACTURA AVANZADA 
 
PRESENTA 
 
MARCOS ANDRÉS JIMÉNEZ MORENO 
 
ASESOR: DR. JOSÉ ROBERTO HERNÁNDEZ BARAJAS 
 
Villahermosa, Tabasco, 8 de Febrero de 2019 
 
 
 
 
 
MODELADO GRÁFICO 
PARA EL DISEÑO DE 
POZOS PETROLEROS 
VERTICALES EN CAMPOS 
TERRESTRES 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
DEDICATORIA 
 
 
 
 
Con cariño me es grato dedicar este trabajo de Tesis a mi familia, mi señora esposa 
Marlen Marín Solís y nuestras dos grandes bendiciones: Marcos Elías y Andrés 
Abdiel, por todo su apoyo incondicional, sus palabras de aliento y de motivación, 
que siempre escuche de ellos, para llevar a buen término dicho trabajo y como 
consecuencia la obtención del grado del doctorado. 
 
También lo dedico a mis hermanos Rubén Jiménez Moreno y José Luis Jiménez 
Moreno y a mi madre la señora Carmelina Moreno Pérez por ser parte esencial de 
mi existencia. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
RECONOCIMIENTOS 
 
 
 
Va mi más sincero reconocimiento a la UNIVERSIDAD TECNOLÓGICA DE TABASCO 
por haberme proporcionado el permiso y todo el apoyo administrativo para la 
realización de este Doctorado y en especial al Ingeniero José Alfredo Irineo 
Mijangos, por todo su apoyo que me brindo para la finalización de los tramites de 
mi comisión y la realización del trabajo de tesis, durante su periodo como Director 
de la División de Química. 
 
 
Deseo reconocer al Centro de Tecnología Avanzada (CIATEQ AC) y a todos mis 
MAESTROS por su valiosa cooperación y paciencia que me brindaron durante mis 
estudios del doctorado y que gracias a ellos puedo dar por terminada una meta 
más en mi vida, gracias. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
AGRADECIMIENTOS 
 
Con todo respeto, deseo agradecer a mi asesor de tesis: Dr. José Roberto 
Hernández Barajas, de la Universidad Juárez Autónoma de Tabasco, División 
Académica de Ciencias Biológicas, por haberme proporcionado parte de su 
tiempo en las asesorías brindadas y depositar en mí su confianza para el desarrollo 
y conclusión de esta. 
 
De la manera más humilde deseo agradecer a los Doctores: 
Dr. Manuel Acosta Alejandro 
Dr. Lucas López Segovia 
Dr. Fidel Ulín Montejo 
Dr. Raúl German Bautista Margulis 
Por sus revisiones, comentarios, observaciones y sugerencias hechas a mi trabajo 
de grado y en especial por haber participado como mis sinodales, gracias por 
todo. 
 
Así mismo deseo agradecer todo el apoyo brindado hacia mi persona, a la 
Licenciada Mercedes del C. Salvador Salvador, por todos sus apoyos y gestiones 
administrativas brindadas durante el Doctorado. 
 
Agradezco al MCA. Áureo Rivera Córdova por todo el apoyo y tiempo dedicado 
en las asesorías que me brindo de Excel & Visual Basic, para poder realizar el 
presente trabajo y orientarme en algunas de las locuras que nos hemos propuesto 
desarrollar, muchas gracias. 
 
 
RESUMEN 
Durante muchos años, la industria petrolera, tanto a nivel mundial como nacional, 
se ha presentado de manera continua por un periodo de carencia de técnicos e 
ingenieros capaces de enfrentar los retos que se han suscitado en los diversos 
campos petroleros por la complejidad creciente tanto de los actuales como de los 
nuevos yacimientos. Por lo anterior, resulta necesario e imprescindible vislumbrar 
cuáles son los temas importantes y las competencias que se deben desarrollar en 
los estudiantes de la licenciatura en Ingeniería Petrolera a fin de que, cuando 
egresen de las instituciones de educación superior, cuenten con los conocimientos 
y las habilidades necesarios para incorporarse a la industria petrolera. 
En general, todas las instituciones de educación superior tienen la necesidad de 
brindar una educación de calidad con base en un sistema de competencias en el 
que se requiere la formación de un estudiante de manera integral. 
Actualmente, las diversas actividades y operaciones que se realizan en las 
diferentes etapas de la industria petrolera, se apoyan para su análisis y toma de 
decisiones en el uso de diversas herramientas de cómputo (software) especializado, 
las cuales son generalmente muy costosas y todas ellas han sido desarrolladas para 
los diferentes servicios que ofrecen las compañías en la industria petrolera. El 
desarrollo propio de un software de diseño de pozos y las diversas secciones que lo 
integran, tales como la ventana operativa, el diseño de sarta de perforación, la 
selección y asentamiento de las tuberías de revestimiento (TR), la cementación y 
diseño de lechada y la hidráulica de fluidos de perforación, permitirá ofrecer una 
alternativa adicional para estimular el interés y el desarrollo de las habilidades tanto 
de alumnos de la carrera de Ingeniería Petrolera, así como también de todo 
personal técnico y de campo que desee aplicar sus conocimientos a la solución 
de problemas que pueden existir en las diversas intervenciones durante la 
perforación. 
Palabras claves: Ventana operativa, cementación, hidráulica de fluidos de 
perforación, Ingeniería y Tecnología, Simulación Numérica, Geología petrolera. 
 
SUMMARY 
 
For many years, the oil industry, both globally and nationally, has been presented 
continuously for a period of lack of technicians and engineers capable of facing 
the challenges that have arisen in the various oil fields by the increasing complexity 
of both the current ones as well as the new deposits. Therefore, it is necessary and 
essential to glimpse which are the important issues and the competences that must 
be developed in the students of the degree in Petroleum Engineering in order that, 
when they leave the institutions of higher education, they have the knowledge and 
skills needed to join the oil industry. 
 
In general, all institutions of higher education have the need to provide a quality 
education based on a system of competencies in which the training of a student is 
required in a comprehensive manner. 
 
Currently, the various activities and operations carried out in the different stages of 
the oil industry, are supported for their analysis and decision making in the use of 
various specialized computer tools (software), which are generally very expensive 
and all of them They have been developed for the different services offered by 
companies in the oil industry. The development of a well design software and its 
various sections, such as the operating window, drill string design, the selection and 
settlement of casing pipes (TR), cementation and grout design and the hydraulics 
of drilling fluids, will allow to offer an additional alternative to stimulate the interest 
and the development of the abilities of both students of the Petroleum Engineering 
career, as well as of all technical and field personnel who wish to apply their 
knowledge to the solution of problems that may exist in the various interventions 
during drilling. 
 
Keywords: Operational window, cementation, hydraulics of drilling fluids, 
Engineering and Technology, Numerical Simulation, Oil Geology. 
 
 
 
 ÍNDICE DE CONTENIDO 
 CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 
1.1 Antecedentes 1 
1.2 Definición del Problema 3 
1.3 Objetivo General 4 
1.4 Objetivos Específicos 4 
1.5 Justificación 4 
1.6 Hipótesis 8 
 CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 
2.1 Introducción 9 
2.2 Ventana Operativa 10 
2.2.1 Presión hidrostática 13 
2.2.2 Presión de sobrecarga 13 
2.2.3 Determinación de gradiente de sobrecarga 13 
2.2.4 Presión de formación 14 
2.2.5 Presión de fractura 15 
2.2.6 Métodos de evaluación del gradiente de fractura 17 
2.2.7 Métodos para la detección de sobrepresiones 18 
2.2.8 Exponente de perforación “d” 19 
2.2.9 Método de Eaton 20 
2.2.10 Determinación de asentamiento de tuberías de revestimiento 21 
2.3 Sarta de Perforación 25 
2.3.1 Flecha (Kelly) 25 
2.3.2 Sustitutode flecha 27 
2.3.3 Tubería de perforación 28 
2.3.4 Tubería pesada (Heavy weight) 31 
2.3.5 Lastrabarrenas (Drill collar) 34 
2.3.6 Tipos de lastra-barrenas 35 
2.3.7 Selección del diámetro de los lastrabarrenas 39 
2.4 Cementación 43 
2.4.1 Lechada de cemento 44 
 
2.4.2 Cemento portland 44 
2.4.3 Clasificación API y ASTM de los cementos 45 
2.4.4 Cementación primaria 46 
2.4.5 Aditivos para la cementación 47 
2.4.6 Comportamiento de los aditivos 48 
2.4.7 Rendimiento de la lechada 49 
2.4.8 Requerimiento de agua 49 
2.4.9 Problemas más frecuentes y como prevenirlos 50 
2.5 Hidráulica de Fluidos de perforación 51 
2.5.1 Funciones del fluido de perforación 51 
2.5.2 Propiedades reológicas 53 
2.5.2.1 Viscosidad de embudo 53 
2.5.2.2 Esfuerzo de corte y velocidad de corte 54 
2.5.2.3 Viscosidad efectiva 54 
2.5.2.4 Viscosidad aparente 55 
2.5.2.5 Viscosidad plástica 55 
2.5.2.6 Punto cedente 56 
2.5.2.7 Viscosidad a baja velocidad de corte (LSRV) 57 
2.5.2.8 Tixotropía y esfuerzos de gel 57 
2.5.3 Efecto de la temperatura y la presión sobre la viscosidad 58 
2.5.4 Sistema de circulación del fluido de perforación 59 
 CAPÍTULO III PROCEDIMIENTO DE INVESTIGACIÓN 
3.1 Diagrama de flujo 65 
3.2 Descripción del programa 66 
3.3 Diagramas de flujo 68 
 CAPÍTULO IV RESULTADOS 
4.1 Interfaz gráfica 69 
4.2 Geopresiones 70 
4.3 Ventana operativa reales 75 
4.4 Diseño de sarta de perforación 77 
 
4.5 Asentamiento de TR 82 
4.6 Cementación 87 
4.7 Hidráulica de fluidos de perforación 97 
 Conclusiones 103 
 Aportación de la Tesis 104 
 Recomendaciones 104 
 Productos de Tesis 105 
 Referencias bibliográficas 106 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE DE FIGURAS 
Figura 1. Selección de profundidades de asentamiento de Tr 23 
Figura 2. Carta de tuberías de revestimiento y barrenas 24 
Figura 3. Piso de trabajo, identificación del Kelly & Kelly bushings 26 
Figura 4. Elementos que integran la válvula de seguridad o de pie 27 
Figura 5. Mesa rotaria, kelly y unión giratoria 28 
Figura 6. Tubería de perforación 29 
Figura 7. Enrosca de tubería de perforación 30 
Figura 8. Tubería pesada-Heavy weight, lisa e helicoidal 
 32 
Figura 9. Tubería pesada con recalcado a la mitad del cuerpo liso 33 
Figura 10. Punto neutro dentro y fuera de la sección de DC 35 
Figura 11. Lastrabarrena liso 36 
Figura 12. Lastrabarrena corto, en patio de tubería 37 
Figura 13. Lastrabarrena helicoidal-espiralado 38 
Figura 14. Lastrabarrena no magnético 39 
Figura 15. Partes de las que se compone un lastrabarrena 40 
Figura 16. Problemas durante la perforación originados por una incorrecta 
selección del diámetro de Tr´s. 
41 
Figura 17. Cementación primaria 45 
Figura 18. Diagrama esquemático de un sistema de circulación 59 
Figura 19. Sistema de circulación simplificado 60 
Figura 20. Diagrama de flujo para el desarrollo del software 68 
Figura 21. Formulario Portada: Modelado Gráfico para el desarrollo de 
Pozos Petroleros Verticales en Campos Terrestres 
69 
Figura 22. Sección Geopresiones “Introducción” 70 
Figura 23. Inserción de datos y generación de información numérica 71 
Figura 24. Gráficas de profundidad y dc, presión de sobrecarga y presiones. 72 
Figura 25. Datos numéricos de densidades y gráfica de la ventana 
operativa 
72 
Figura 26. Sección de evaluación de TR-1 73 
Figura 27. Sección de evaluación de TR-2 74 
 
Figura 28. Sección de evaluación de TR-3 74 
Figura 29. Introducción a la sección de ventana operativa real 
75 
Figura 30. Pozo Tsimin 5, datos de profundidad, presión de poro y gradiente 
de fractura. 
76 
Figura 31. Pozo Xikin 1, con datos de profundidad, presión y gradientes de 
poro y gradiente de fractura, con sus respectivos factores de seguridad. 
76 
Figura 32. Introducción, “Diseño de sarta de perforación” 
77 
Figura 33. Método nivel técnico, PEP 
78 
Figura 34. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 2 
78 
Figura 35. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 3 
79 
Figura 36. Guía de diseño de sarta de perforación, PEP, Etapa 4 
79 
Figura 37. Diseño de sarta de perforación, Método de la Elipse “Esfuerzos” 
80 
Figura 38. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Tensión” 
80 
Figura 39. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Colapso” 81 
Figura 40. Diseño de sarta de perforación, “Resistencia cbt” 81 
Figura 41. Diseño de sarta de perforación, “Diseño por Torsión” 82 
Figura 42. Introducción de la sección de asentamiento de TR 83 
Figura 43. Datos de entrada para la ventana operativa considerando 
margen de seguridad y de arremetida 
84 
Figura 44. Asentamiento de TR, volumetría de lechada, sección 1 85 
Figura 45. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 2 85 
Figura 46. Diseño de TR, lechada de cabeza y cola, volumetría sección 3 86 
Figura 47. Resumen de volumetría final en cabeza y cola 86 
Figura 48. Identificación de la región de corrosión 87 
Figura 49. Introducción, sección cementación 87 
Figura 50. Estado mecánico. Agujero y TR 88 
 
Figura 51. Tabla de selección de diámetro de barrenas y Tr´s 89 
Figura 52. Cálculos de volumetría y diseño de lechada 90 
Figura 53. Resumen de resultados de la cementación 90 
Figura 54. Resumen de resultados de la cementación 91 
Figura 55. Volumetría y diseño de lechada de empresas americanas 92 
Figura 56. Volumetría y diseño de lechada para la segunda etapa 92 
Figura 57. Ejemplo de rendimiento y densidad de lechada 93 
Figura 58. Determinación del % de tipos de cemento en una mezcla 93 
Figura. 59. Características del cemento: API, Halliburton, PEP utilizados en 
cementación. 
94 
Figura 60. Reparación de una pérdida de circulación con bentonita 95 
Figura 61. Reparación de una pérdida de circulación con tapón de barita 96 
Figura 62. Prueba de Goteo, comportamiento de presión y MPP-GF 97 
Figura 63. Introducción a la hidráulica de fluidos de perforación 97 
Figura 64. Diseño del estado mecánico 99 
Figura 65. Hidráulica aplicada a fluidos de perforación 100 
Figura 66. Diseño del estado mecánico, M-I Swaco 101 
Figura 67. Hidráulica de fluidos de perforación, M-I Swaco 101 
Figura 68. Reología de lodos y modelo de Bingham 102 
Figura 69. Reología de lodos y modelo de Ley Exponencial 102 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ÍNDICE DE TABLAS 
Tabla 1. Empresas dedicadas a la exploración, perforación y distribución de 
hidrocarburos en la región 
2 
Tabla 2. Instituciones que ofrecen estudios relacionados a la exploración y 
producción de petróleo y gas. 
5 
Tabla 3. Rangos de la tubería de perforación 30 
Tabla 4. Selección de diámetro de lastrabarrenas 42 
Tabla 5. Tabla de clasificación API y ASTM de los cementos 45 
 
1 
 
CAPÍTULO I INTRODUCCIÓN 
1.1 Antecedentes 
Durante muchos años, la industria petrolera, tanto a nivel mundial como nacional, 
se ha presentado de manera continua por un periodo de carencia de técnicos e 
ingenieros capaces de enfrentar los retos que se han suscitado en los diversos 
campos petroleros por la complejidad creciente tanto de los actuales como de los 
nuevos yacimientos (Villegas Javier, 2014). Por lo anterior, resulta necesario e 
imprescindible vislumbrar cuáles son los temas importantes y las competencias que 
se deben desarrollar en los estudiantes de la licenciatura en Ingeniería Petrolera a 
fin de que, cuando egresen de las instituciones de educación superior, cuenten 
con los conocimientos y las habilidades necesarios para incorporarse a la industria 
petrolera. 
De manera adicional, las asociaciones profesionales de ingenieros petroleros y las 
diferentes empresas petroleras han hecho esfuerzos en determinar las 
competencias críticas que están asociadas a los retos técnicos y a las capacidades 
de análisis que los ingenieros petroleros deben poseer para entender el porqué es 
importante el diseño de pozos, conocer el volumen del yacimiento, identificar y 
cuantificarlos diferentes perfiles geológicos a atravesar, diseñar y determinar el 
volumen de lechada, el tipo y comportamiento de los yacimientos, el flujo de fluidos 
a través del sistema integral de producción, entre otros aspectos; y de esa forma 
poder proponer alternativas de explotación que maximicen la producción de 
hidrocarburos minimizando el daño a la formación geológica. 
El estado de Tabasco se considera como uno de los Estados con mayor aportación 
económica a nivel nacional y lo anterior se debe a la gran cantidad de 
hidrocarburos que se extrae de su subsuelo, ya sea en forma de gas o aceite, 
seguido por Veracruz y Campeche, razón por la cual, durante muchos años, ha 
existido una gran diversidad de empresas prestadoras de servicios relacionadas 
con la exploración, perforación y distribución de crudo como, por ejemplo, las que 
se enlistan en la Tabla 1. 
2 
 
Actualmente, las diversas actividades y operaciones que se realizan en las 
diferentes etapas de la industria petrolera, se apoyan para su análisis y toma de 
decisiones en el uso de diversas herramientas de cómputo (software) especializado, 
las cuales son generalmente muy costosas y todas ellas han sido desarrolladas para 
los diferentes servicios que ofrecen las compañías en la industria petrolera (UTTAB 
2010). 
Tabla 1. Empresas dedicadas a la exploración, perforación y distribución de 
hidrocarburos en la región 
Empresas Nacionales Empresas Trasnacionales 
1. Integradora de Perforaciones y Servicios (IPS) 1. Schlumberger 
2. Integradora de Perforaciones de Campeche (IPC) 2. Halliburton 
3. Herramientas Varco 3. Petrofac 
4. Perfolat de México S. A. de C. V 4. Frank International 
5. Qmax México S. A. de C. V (QMAX) 5. Cameron de México 
6. Grupo Protexa 6. Wolfwork 
7. Compañía Mexicana de Exploraciones S.A. de C.V. 
(COMESA) 
7. Tacker solutions 
8. PEMEX Exploración y Producción 
9. Tuboscope – National Oilwell Varco 
10. Nov Brand –Control de sólidos 
11. Guardian 
12. Gytsa-Control de sólidos 
13. GSM-Bronco Drilling 
14. Mogel-fluidos 
15. M-I Swaco A Company Schlumberger 
16. Petronaval Aceros y Soluciones 
17. Tenaris Tamsa 
18. La Huasteca 
19. Vetco Grey –G&E 
 
En el caso particular de las etapas de exploración, perforación y producción, las 
herramientas de cómputo son muy costosas y no están disponibles para fines 
académicos ya que las empresas trasnacionales generalmente solo capacitan a 
su personal previamente seleccionado de manera interna, actividad que les 
permite ser los únicos que pueden realizar y analizar los estudios técnicos y de 
ingeniería para el control y manejo de los recursos. 
En el marco de la reforma energética, se ha esperado una nueva expansión 
económica en el sector energético (el “boom petrolero”); sin embargo, éste no se 
3 
 
ha presentado aún, no al menos en el área laboral, aunque ya existe en el área 
académica, tanto en Tabasco, Veracruz y en algunos Estados que no son 
poseedores de hidrocarburos en su subsuelo, como por ejemplo: Nuevo León y 
Yucatán; así mismo, instituciones de educación superior de esos Estados han 
comenzado a ofertar la Licenciatura en Ingeniería Petrolera cultivándose líneas de 
investigación relacionadas a la modelización de yacimientos de hidrocarburos. 
Con referencia a estudios técnicos previos de geopresiones, existen diversos 
estudios y recopilaciones técnicas, entre las que destacan la Guía para las 
Predicciones de Geopresiones (PEP, 2005), Finkbeiner et al. (2001), Dutta (2002), 
Gyllenhammar (2003), Traugott (2005), Okiongbo (2011) y Zhang (2013). En estas 
fuentes se encuentran disponibles diversos métodos, modelos y correlaciones 
empíricas para el cálculo de la presión en medio poroso. 
 
1.2 Definición del problema 
 
Las instituciones de educación superior tienen la necesidad de brindar una 
educación de calidad con base en un sistema de competencias en el que se 
requiere la formación de un estudiante de manera integral, además de proveer 
capacitaciones a los trabajadores de diferentes compañías y áreas que se lo 
solicitan como, por ejemplo: PEP (Pemex Exploración y Perforación). 
En particular, la Universidad Tecnológica de Tabasco es una institución con 
aproximadamente 23 años de creación, sin embargo, no cuenta con el o los 
software y equipamiento necesario para hacer prácticas del área petrolera 
(perforación), es de vital importancia que sus estudiantes, maestros y personal 
externo pueda poner en práctica el conocimiento adquirido y transmitido en las 
aulas y laboratorios facilitando así la adquisición del aprendizaje significativo. 
Para un ingeniero petrolero es importante comprender el comportamiento de un 
pozo petrolero en sus diversas etapas de exploración, perforación y producción; 
por tal razón, su diseño refleja el grado de conocimiento, experiencia, manejo de 
datos e información de campo provenientes de áreas de diversas disciplinas cuyo 
trabajo en equipo permite la planeación y ejecución del proyecto. 
4 
 
1.3 Objetivo general 
Desarrollar el primer instrumento de modelado gráfico de uso académico aplicable 
al diseño mecánico de la perforación de pozos petroleros verticales terrestres 
permitiendo agilizar y corroborar las consideraciones y especificaciones de las 
herramientas seleccionadas para el diseño de la perforación del pozo. 
 
1.4 Objetivos específicos 
a) Diseñar la ventana operativa utilizando el método de Hubber-Willis con 
información de campo, brindada por un pozo exploratorio. 
b) Realizar los diseños de sarta de perforación, considerando la información 
que se tenga de las diferentes herramientas, aplicando las técnicas de 
campo e ingeniería. 
c) Aplicar la metodología de diseño y selección de asentamiento de 
tuberías de revestimiento, previo el análisis de las geopresiones, para 
corroborar que estas cumplen con la resistencia de las cargas impuestas 
durante la perforación, terminación y reparación de pozos. 
d) Determinar el estado mecánico, volumetría y diseño de la lechada en 
cada una de las etapas que se presenten acorde al diseño, 
considerando los diámetros de las barrenas y de las tuberías de 
revestimiento. 
e) Determinar la hidráulica del pozo en las diversas intervenciones, 
seleccionando previamente el método a desarrollar, PEP y Baroid. 
 
1.5 Justificación 
El desarrollo propio de un software de diseño de pozos y las diversas secciones que 
lo integran, tales como la ventana operativa, el diseño de sarta de perforación, la 
selección y asentamiento de las tuberías de revestimiento (TR), la cementación y 
diseño de lechada y la hidráulica de fluidos de perforación, permitirá ofrecer una 
alternativa adicional para estimular el interés y el desarrollo de las habilidades tanto 
de alumnos de la carrera de Ingeniería Petrolera, así como también de todo 
5 
 
personal técnico y de campo que desee aplicar sus conocimientos a la solución 
de problemas que pueden existir en las diversas intervenciones durante la 
perforación. 
Solo en Tabasco existe una diversidad de instituciones tales como universidades 
públicas estatales, descentralizadas o privadas, e institutos tecnológicos y centros 
de investigación (Ver Tabla 2). Sin embargo, estas instituciones tienen un factor 
común: carencia de profesores especializados y del perfil del área, falta de 
equipamiento para la impartición de las asignaturas especializadas (materiales y 
equipo de laboratorio, software técnico, entre otros). 
En el sector petrolero, las compañías locales, nacionales y trasnacionales suelen 
requerir de personal técnico y de ingeniería para su operación, desarrollo y 
consolidación; razón por la cual las competencias de los futuros profesionales que 
trabajarán en la industria petrolera deben considerarse desde la elaboración de 
los planes de estudios de la carrera de Ingeniería Petrolera y asegurarse de contar 
con todo el material de apoyo didáctico(laboratorios, visitas a campo, software, 
entre otros). Por ello, se confía en que el desarrollo del talento profesional debe 
descansar sobre bases sólidas e iniciar desde las universidades, ya que esto 
impacta en los tiempos en que un ingeniero petrolero comienza a ofrecer 
resultados. Los tiempos estimados para desarrollar a un experto en compañías 
innovadoras se encuentra entre los 6 a 8 años a partir de su contratación en una 
empresa. Las compañías más conservadoras requieren hasta 12 años para 
desarrollar a un experto. 
Sin embargo, si el plan de estudios contempla los temas con los fundamentos 
necesarios para reducir estos tiempos, la carencia de ingenieros petroleros con las 
habilidades para dar solución a los problemas de los campos petroleros también 
será menor, razón por la cual el presente trabajo aspira a ser un puente de tránsito 
desde la teoría a la práctica, dando como resultado una formación con mayor 
solidez que coadyuve en la competitividad de las compañías. 
Tabla 2. Instituciones que ofrecen estudios relacionados a la exploración y 
producción de petróleo y gas. 
6 
 
Institución Educativa (Sedes) Programa de Estudios Nivel* 
Universidad Popular de la Chontalpa 
(H. Cárdenas) 
Ingeniería en Química Petrolera 
Geología Petrolera 
L 
E 
Universidad Juárez Autónoma de Tabasco 
(Cunduacán, Centro) 
Ingeniería en Geofísica 
Sistema Offshore 
L 
E 
Universidad Autónoma de Guadalajara 
(Villahermosa) 
Ingeniería Petrolera 
Productividad de Pozos Petroleros 
Ingeniería de Hidrocarburos 
L 
E 
M 
Universidad Olmeca 
(Villahermosa) 
Ingeniería Petrolera 
Ingeniería Geofísica 
Ingeniería en Geología 
Ingeniería Petrolera 
L 
L 
L 
M 
Universidad Politécnica del Golfo de 
México (Paraíso) 
Ingeniería Petrolera 
Gestión de Hidrocarburos 
L 
M 
Instituto Universitario de Yucatán 
(Villahermosa) 
Ingeniería Petrolera 
Ingeniería en Geociencias 
Gestión de Hidrocarburos 
L 
L 
M 
Instituto de Ciencias y Estudios Superiores 
de Tamaulipas (Villahermosa) 
Ingeniería Petrolera 
Ingeniería Petrolera 
L 
M 
Universidad Valle del Sureste 
(Huimanguillo) 
Ingeniería Química Petrolera 
Exploración y Producción de 
Hidrocarburos 
L 
M 
Universidad del Valle de México 
(Villahermosa) 
Perforación 
Ingeniería en Petróleo y Gas 
T 
L 
Universidad Vasconcelos de Tabasco 
(Paraíso) 
Ingeniería Petrolera 
Ingeniería Petrolera 
L 
M 
Instituto Tecnológico de Villahermosa 
Ingeniería Petrolera 
L 
Instituto Tecnológico de la Chontalpa 
(Nacajuca) 
L 
Instituto Tecnológico de Villa La Venta 
(La Venta) 
L 
Instituto Tecnológico de Macuspana 
(Macuspana) 
L 
Universidad Popular del Estado de 
Veracruz (Cunduacán) 
L 
Universidad de Negocio y Petróleo 
(Villahermosa) 
L 
Universidad Los Ángeles (Comalcalco) L 
Universidad Acrópolis (Comalcalco) L 
Universidad Mexicana del Sureste 
(Comalcalco) 
L 
Universidad ASBEMAAN (Frontera) Ingeniería Química Petrolera L 
Universidad Politécnica del Centro Ingeniería Geofísica Petrolera L 
Colegio de Posgrado en Ingeniería 
Petrolera y Geociencias de México 
(Paraíso) 
Petróleo y Gas (internacional) M 
http://uvs.com.mx/MAESTRIA%20PETROLEO.html
http://uvs.com.mx/MAESTRIA%20PETROLEO.html
7 
 
Universidad Tecnológica de Tabasco Fluidos de Perforación T 
* T: Técnico Superior Universitario, L: Licenciatura, E: Especialidad, M: Maestría. 
 
Según la American Society for Training & Development (ASTD), el 85% del valor de 
una organización es atribuible a sus activos intangibles de los que forma parte el 
capital humano (Citado en Villegas Javier, 2014). Esto implica una fuerte 
competencia por talento entre las petroleras para el futuro. Un análisis de oferta y 
demanda de talento petrolero indica que la escasez es un fenómeno global; Esta 
escasez se concentra en América del Norte (Estados Unidos y Canadá) y Medio 
Oriente y Rusia (Schlumberger Business Consulting, Surviving the skills shortage, 2006). 
En conclusión, esos países registrarán un déficit de 930 profesionales técnicos 
petroleros cada año durante la próxima década, debido a que las universidades 
no están formando jóvenes profesionistas especializados en el sector al ritmo 
necesario como para satisfacer la demanda mundial ni con el nivel de dominio 
que se requiere. En caso de no resolverse lo anterior, la próxima década traerá 
consigo una enorme necesidad de talento para mantener los niveles de 
productividad requeridos en materia energética. 
De manera adicional y no menos importante, en los últimos años, se ha tenido de 
manera continua un gran avance en el desarrollo de software de ingeniería 
petrolera y aunado a ello un avance tecnológico en herramientas y 
procedimientos; sin embargo, en el presente trabajo se plantean algunos aspectos 
que podrían mejorar la eficiencia y el beneficio de dicha modelización gráfica, ya 
que abarca etapas importantes e imprescindibles en área de diseño de pozos. 
Generalmente el software debería brindar la capacidad de adaptar el diseño a las 
necesidades del usuario y no al revés como en la mayoría de los casos sucede, en 
este caso particular el software estará diseñado para que los usuarios puedan 
manejar e integrar formación real de campos, que previamente ya han sido 
explotados y que se utilizan como pozos seleccionados para servir de correlación. 
La mayoría de los paquetes de cómputo de estas empresas tienen algunas 
características en común, utilizan consideraciones en las ecuaciones originales 
para posibilitar y facilitar la solución de un problema, pero lamentablemente el 
8 
 
usuario no siempre las conoce y, peor aún, no está facultado para modificar dichos 
procedimientos. Es muy común que estas consideraciones requieran ciertos ajustes 
o datos difíciles de obtener o aquellos que son medidos con mayor grado de 
incertidumbre. En caso de que llegase a necesitar alguna adecuación o extensión 
del funcionamiento del programa, los usuarios tendrían que comunicarlo al 
fabricante y esperar una respuesta favorable del fabricante para realizar la 
modificación, esperar que la modificación funcione y, por supuesto, realizar un 
pago por dicha modificación. 
Otro punto importante y relevante es la disponibilidad y compatibilidad del 
software de ingeniería petrolera; es muy común que surja algún problema de 
compatibilidad con cada nueva versión de los sistemas operativos, por lo que 
resulta difícil que globalmente se maneje la misma versión (o la más reciente) de 
un software. 
 
1.6 Hipótesis 
Con el presente trabajo se pretende disminuir la brecha entre la parte teórica con 
la experiencia de campo (diseño de pozos) ya que el usuario tendrá la oportunidad 
de manejar información real provenientes de campos petroleros existentes en la 
región y de las diversas intervenciones, como por ejemplo: perforación, 
cementación e ingeniería de pozos, es importante mencionar que en la etapa de 
diseño, se manejan grandes cantidades de datos y de distintas áreas, así como 
también se ponen a prueba los conocimientos adquiridos en el aula, mediante las 
suposiciones que permitan comprender la situación actual del pozo y su 
comportamiento a futuro acorde a las intervenciones durante su desarrollo o 
explotación. 
 
 
 
 
9 
 
CAPÍTULO II MARCO TEÓRICO 
 
2.1 Introducción 
El diseño de la perforación de pozos petroleros generalmente es considerado como 
todo un proceso sistemático y ordenado; sin embargo, este puede requerir que uno 
u otros aspectos de él se determinen unos antes que otros como, por ejemplo, el 
determinar la presión de fractura requiere que las presiones de formación y 
sobrecarga previamente hayan sido determinadas. 
Hoy en día, las diferentes etapas a seguir durante el diseño de los pozos productores 
de hidrocarburos están bien definidas y son enunciadas de la siguiente manera: 
 Recopilación de la información disponible 
 Predicción dela presión de formación y fractura 
 Determinación de la profundidad de asentamiento de las tuberías de 
revestimiento 
 Selección de la geometría y trayectoria del pozo 
 Programa de fluidos de perforación 
 Programa de barrenas 
 Diseño de tuberías de revestimiento y programa de cementación 
 Diseño de sarta de perforación 
 Programa hidráulico 
 Selección del equipo de perforación 
 Tiempos estimados de perforación 
 Costos de la perforación 
Todo este proceso ya está generalizado, este es aplicable a cualquier tipo de 
pozos, es decir, pozos verticales o direccionales, siempre y cuando durante su 
desarrollo se mantenga presente el aplicar la tecnología adecuada en cada una 
de las etapas. 
La perforación es la actividad principal de la industria petrolera, pero su objetivo 
principal es realizar una conexión física entre el yacimiento en el subsuelo y la 
10 
 
superficie, de una manera controlada y segura, que al final permitirá la explotación 
y extracción del hidrocarburo (gas, aceite) de una forma natural o artificial. 
Las diversas actividades petroleras son de gran importancia para el crecimiento 
económico e industrial de cualquier país y debido a la gran cantidad de capital 
que se maneja en esta industria es importante minimizar los errores de cálculo y 
accidentes que en ella se generen. Lo anterior, permite valorar y comprender su 
importancia en cada una de las partes de la ingeniería de perforación, con el 
objetivo de realizar un óptimo diseño de un pozo, con todo lo que esto implica: 
presiones, tuberías, operaciones de cementación, control y seguridad del pozo, así 
como también la optimización de los procesos de perforación. 
 
2.2 VENTANA OPERATIVA 
Una de las etapas críticas en el desarrollo de campos petroleros, es el diseño 
correcto de la ventana operativa (Sánchez Rodríguez, 2017). Un diseño con alta 
incertidumbre impedirá alcanzar el objetivo. La estabilidad del pozo se considera 
cuando el diámetro de este es el mismo que el de la barrena con la cual se está 
perforando. Por el contrario, la inestabilidad del pozo se refiere a las condiciones 
que originan fallas por compresión o por tensión en la roca presente en las paredes 
del pozo. En general, la inestabilidad del pozo se relaciona con problemas de 
atrapamiento de tubería, derrumbes o colapso del pozo, pozos esbeltos, 
desviación no programada del pozo, entre otros. 
La etapa más importante en el diseño de la ventana operativa se encuentra en 
una buena elección de la línea base de lutitas, ya que de ella dependerán los 
resultados que se obtengan en los valores de gradientes de presión de formación 
(poro), fractura y sobrecarga. Tomando en cuenta esta primicia, se pueden 
obtener diversos modelos de ventana operativa para un solo pozo, ya que el 
resultado dependerá en gran medida del conocimiento y experiencia que tenga 
el analista de la zona a perforar (Sánchez Rodríguez, 2017). 
11 
 
Cada vez se presenta mayor demanda de los hidrocarburos como fuentes 
energéticas, pero al mismo tiempo crece la dificultad de exploración porque se 
lleva a cabo en zonas tectónicamente activas, altamente falladas e, incluso, en 
aguas muy profundas en donde existen altas presiones y temperaturas. 
En general, los problemas de estabilidad de pozo le cuestan a la industria entre 400 
y 600 millones de dólares anuales, debido a las dificultades asociadas a la 
perforación de las diversas formaciones (Van Oort et al., 1996). Un adecuado 
diseño de pozo incluyendo la optimización de la trayectoria del pozo y una buena 
formulación del fluido de perforación, puede ayudar a prevenir los complejos 
problemas de pegadura de tuberías y pérdidas de circulación causadas por 
colapso de pozo (Zhang et al., 2006). 
La ventana operativa nos expresa si se puede perforar o no un pozo (Ojeda 
Bustamante, 2015), es el área definida principalmente por las curvas de presión de 
poro y el gradiente de fractura. Pero la ventana operativa también consiste en las 
curvas del esfuerzo mínimo (cierre de las fracturas inducidas, el límite de 
rompimiento y pérdida total de circulación) también denominadas, densidad de 
trabajo y máxima y en otras ocasiones denominadas, margen de seguridad y de 
arremetidas (brote). Estas cuatro curvas ayudan a definir las densidades del lodo 
de perforación y asentamiento de las tuberías de revestimiento que garanticen la 
integridad mecánica y el gradiente de formación suficiente para la planeación de 
cada etapa. 
La relación entre la curva de colapso de la formación y la presión dentro del pozo 
determinan la presencia de cavernas, cierres de pozo, atrapamiento de sarta y 
fractura de la formación entre otros fenómenos (Arreola González, 2016). El 
conocimiento exacto de los gradientes de formación y de fractura juega un papel 
de gran importancia en las operaciones de perforación y terminación de pozos. 
Constituyen la base fundamental para la óptima programación del lodo de 
perforación y profundidades adecuadas de asentamiento de las tuberías de 
revestimiento para mantener el control del pozo. 
12 
 
Con programas de perforación bien planeados se reduce el daño causado por el 
lodo a las formaciones productoras, se aumenta al máximo el ritmo de penetración 
y se disminuyen considerablemente los problemas provocados por un mal 
asentamiento de las tuberías de revestimiento, especialmente en zonas con presión 
anormal donde la presión de formación puede estar muy cerca a la de fractura. 
Por ello, el entendimiento del origen, la detección y evaluación de las presiones de 
formación y de fractura es sumamente importante, especialmente en la 
perforación de tipo exploratorio. 
El método más efectivo para planear la perforación de un pozo y determinar cómo 
se llevará el control mientras se perfora, es construir un perfil de presiones 
(Schlumberger, 2010). En este perfil se comparan las relaciones entre la presión de 
formación, el gradiente de fractura y el peso del lodo a utilizar durante la 
perforación. La existencia de formaciones geológicas altamente presurizadas en el 
subsuelo ha causado severos problemas durante la perforación y terminación de 
pozos en muchas áreas petroleras del mundo. En ocasiones, han generado la 
contaminación de entorno ecológico, la pérdida de vidas humanas, la pérdida de 
reservas de hidrocarburos y grandes erogaciones económicas para su control y la 
forma para remediar los daños causados. 
En nuestro país, las formaciones con presiones anormales se encuentran en un 
rango de edades geológicas que incluyen desde el Terciario hasta el Jurásico, en 
profundidades que varían entre unos cuantos metros hasta más de 5 mil metros en 
zonas tanto terrestres como costa afuera. 
En la actualidad, con la explotación de los horizontes productores y una baja 
importante en la presión de los mismos, ha ocurrido un impacto importante en las 
zonas de transición que separan las zonas sobrepresionadas de las productoras, en 
donde muchas veces se presentan pérdidas de circulación y obligan a la 
cementación de tuberías de revestimiento que se encuentran fuera del programa. 
Con el conocimiento del comportamiento que presentan los pozos, se ha logrado 
atenuar la problemática descrita. Sin embargo, es evidente que se requiere una 
actualización y divulgación efectiva de los conocimientos necesarios para 
controlar este tipo de problemas. 
13 
 
2.2.1 Presión hidrostática 
La presión hidrostática, Ph , es la ejercida por el peso de una columna de fluido sobre 
una unidad de área. No importa cuál sea el área de la sección de la columna se 
expresa en kg/cm² y se calcula de la siguiente manera (PEP, 2005): 
𝑃ℎ =
1
10
𝜌 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (1) 
Donde  es la densidad del fluido (g/cm³) y TVD es la distancia vertical existente 
(m). La presión hidrostática es afectada por: 
 Contenido de sólidos. 
 Gases disueltos. 
 La diferencia de gradientes de temperaturadel fluido. 
 
2.2.2 Presión de sobrecarga 
Es la presión ejercida por el peso combinado de la matriz de la roca y los fluidos 
contenidos en los espacios porosos de la misma (agua, hidrocarburos, etc.), sobre 
las formaciones subyacentes. Se expresa de la siguiente manera (IPN, 2013): 
𝑆 = 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑚𝑎𝑡𝑟𝑖𝑧 𝑟𝑜𝑐𝑜𝑠𝑎 + 𝑝𝑒𝑠𝑜 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑡𝑖𝑐𝑖𝑎𝑙 Ec. (2) 
La sobrecarga aumenta con la profundidad, a medida que incrementa la 
densidad de la roca y disminuye la porosidad debido a que, al aumentar el peso 
acumulado y la compactación, los fluidos son empujados fuera de los espacios 
porosos, de manera tal que la matriz incrementa con relación a los fluidos de poro. 
 
2.2.3 Determinación de gradiente de sobrecarga 
Conocer el gradiente de sobrecarga es esencial para lograr cálculos precisos, de 
los gradientes de presión de formación y fractura. 
14 
 
Los cálculos del gradiente de sobrecarga se basan en el valor promedio de 
densidad aparente de la roca (bulk density) para un intervalo dado en 
profundidades. Matemáticamente, la presión de sobrecarga es calculada: 
En unidades CGS/SI 𝑆 = 𝑔 × 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (3) 
En unidades Británicas 𝑆 = 0.433𝑔 × 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 × 𝑇𝑉𝐷 Ec. (4) 
Donde S es la presión de sobrecarga (kPa o psi), g es la aceleración gravitacional 
(9.81 m/s² o 32.174 ft/s²) 𝜌𝑟𝑜𝑐𝑎𝑠 es la densidad aparente de la roca en g/cm3 o lb/ft³ 
y TVD en m o ft. El gradiente de sobrecarga varía de un lugar a otro, por lo que 
debe calcularse para cada zona en especial (Martínez Mejía, 2011). 
 
2.2.4 Presión de formación 
La presión de formación se define como la presión ejercida por el fluido contenido 
dentro de los espacios de poro de una roca o sedimento. Con frecuencia se 
denomina también “presión de poro”. La presión de formación se refiere a la 
presión hidrostática ejercida por el fluido de poro y depende de la profundidad 
vertical y la densidad del fluido de formación. Las presiones de formación o de poro 
que se encuentran en un pozo pueden ser normales, anormales (altas) o 
subnormales (bajas). 
Generalmente, los pozos con presión normal no crean problemas para su fase de 
planeación. Los pozos con presiones subnormales pueden requerir tuberías de 
revestimiento adicionales para cubrir las zonas débiles o de baja presión cuyo 
origen puede ser: factores geológicos, tectónicos o yacimientos de presionados 
por su explotación, mientras que los pozos con presencia de presiones anormales 
requieren de una evaluación detallada que permita minimizar el riesgo y garantizar 
la seguridad en la operación. La presión de formación normal, es igual a la presión 
hidrostática normal de la región y varía dependiendo del tipo de fluido de 
formación. 
15 
 
Por ejemplo, el gradiente normal de formación para la región del Mar del Norte es 
aproximadamente 0.450 psi/ft a diferencia del gradiente normal para la región del 
Golfo de México el cual es aproximadamente 0.465 psi/ft (Martínez Mejía, 2011). 
2.2.5 Presión de fractura 
Todos los materiales, incluyendo las rocas, tienen una resistencia finita. La presión 
de fractura se puede definir como la presión máxima que puede soportar una 
formación antes de que exceda su resistencia a la tensión y se fracture. Los factores 
que afectan la presión de fractura incluyen: 
 Tipo de roca 
 Esfuerzo “in situ” 
 Zonas débiles tales como fracturas 
 Condiciones del hueco 
 Relación con la geometría del pozo y la orientación de la formación 
 Características de lodo 
La resistencia que opone una formación a ser fracturada, depende de la solidez o 
cohesión de la roca y de los esfuerzos de compresión a los que se someta. A 
medida que aumenta la profundidad, se añaden esfuerzos de compresión de raíz 
de la sobrecarga de las formaciones. Debido a esto, se puede confirmar que las 
fracturas creadas en las formaciones someras son horizontales y la mayoría de las 
fracturas creadas en formaciones profundas son verticales (la roca generalmente 
se rompe a presiones inferiores a la presión teórica de sobrecarga). 
Si se fractura una roca, esto presenta una situación parcialmente peligrosa en el 
pozo. En primer lugar, en la zona fracturada se producirán pérdidas de lodo; 
dependiendo del tipo de lodo y volumen perdido, esta situación puede representar 
incrementos en los costos. La pérdida de lodo se puede reducir o evitar reduciendo 
la presión anular a través de tasas de bombeo menores, o es posible que se 
requiera una acción correctiva más costosa, en la que se requieran utilizar 
diferentes materiales para tratar de “taponar” la zona fracturada y evitar pérdidas 
posteriores. Por otra parte, si la pérdida de lodo puede caer y así reducirse la presión 
hidrostática ejercida en el hueco “agujero” lo cual puede conducir a una situación 
16 
 
de bajo balance en alguna zona del pozo. Esta podría iniciar a fluir y presentarse 
un brote y finalizar en un descontrol subterráneo. Existen al menos dos formas 
directas de cómo estimar la presión de fractura: 
1. La primera es un método poco recomendado. Si ocurren pérdidas de lodo 
hacia la formación durante la perforación, pueden ocurrir dos escenarios 
posibles: 
 Se perforó una formación altamente cavernosa 
 Se fracturó la formación 
Conociendo la profundidad de la zona fracturada y la presión de circulación 
que crea equilibrio en el pozo en el momento de la fractura, es posible calcular 
la presión de fractura. 
2. Pruebas de fugas: Son pruebas realizadas al inicio de cada sección de 
agujero con la finalidad de determinar la presión de fractura en ese punto. 
Al final de una sección de hueco, se corre la tubería de revestimiento y se cementa 
en su lugar para aislar todas las formaciones perforadas. Antes de continuar 
perforando la siguiente sección de hueco, es fundamental probar si la adherencia 
del cemento es lo suficientemente fuerte como para evitar que los fluidos de alta 
presión, que se puedan encontrar en la siguiente sección de hueco, fluyan hacia 
las formaciones más someras o hasta superficie. Si el cemento soporta la presión 
ejercida durante la prueba, entonces se producirá la fractura de la formación, bajo 
condiciones controladas. La formación a esta profundidad, debido a que es el 
punto más somero, generalmente será la formación más débil encontrada en la 
siguiente sección de hueco, de manera tal que la presión de fractura determinada 
a partir de la prueba será la expresión máxima que se puede ejercer en el pozo sin 
causar fracturas. 
Es posible realizar dos tipos de pruebas: 
 Prueba de integridad de la formación (FIT: Formation Integrity Test): Se realiza 
generalmente cuando se tiene un buen conocimiento de las presiones de 
formación y fractura en cierta región. Con cada prueba, en lugar de inducir 
17 
 
la fractura, se llega hasta una presión máxima predeterminada, que se 
considere lo suficientemente alta como para perforar la siguiente sección 
de hueco de manera segura. 
 Prueba de fuga (LOT: Leak Off Test): La cual implica el fracturamiento real 
de la formación. Una vez que se perfora la zapata y el cemento, una sección 
pequeña (generalmente de 10 ft) de hueco nuevo se perforará por debajo 
del cemento. El pozo se cierra y se bombea lodo a tasa constante, para 
aumentar la presión en el anular. La presión debe aumentar de manera 
lineal y se realiza un seguimiento muy de cerca para detectar los indicios de 
fuga cuando cae la presión. 
Durante la prueba de fuga, la fractura es inducida por el efecto combinado de dos 
presiones: 
 La presión hidrostática del lodo 
 La presión de cierre aplicada al bombear lodo en el pozo cerrado 
 
2.2.6 Métodos de evaluación del gradiente de fractura 
Cuando se planea la perforación de pozos donde la información existente de 
pozos vecinos es muy limitada o no existe, el gradiente de fractura puede ser 
estimadousando varias técnicas de predicción. A continuación, se presentan 
algunos de los métodos existentes para la estimación del gradiente de fractura: 
Método de Hubbert & Willis: El método, se basa en la premisa que la fractura ocurre 
cuando la presión aplicada por el fluido de perforación, excede el mínimo esfuerzo 
efectivo y la presión de formación (PEP, 2005). El plano de factura es asumido 
siempre perpendicular al mínimo esfuerzo principal. El gradiente de fractura puede 
ser calculado, en término de gradiente de sobrecarga, relación de Poisson y 
presión de formación, cono se indica a continuación: 
𝐺𝐹 = (
𝜗
1−𝜗
) (
(𝜎𝜗−𝑃𝑓)
𝐷
) +
𝑃𝑓
𝐷
 Ec. (5) 
18 
 
Donde GF es el gradiente de fractura (psi/ft), 𝜗 es la relación de Poisson, 
𝜎𝜗 es la presión de sobrecarga (psi), Pf es la presión de formación (psi) y D es la 
profundidad (ft). Otros métodos para la evaluación del gradiente de factura son: 
 Método cd Matthews & Kelly 
 Método de Eaton 
 Método de Anderson et al. 
 Método Pilkington 
 Método de Cesaroni et al. 
 Método Breckles & Van Eekelen 
 Método de Daines 
 Método de Bryant 
 
2.2.7 Métodos para la detección de sobrepresiones 
1. Antes de la perforación: Antes de perforar cierta región, la evaluación de los 
datos sísmicos puede permitir la identificación, o la predicción, de posibles zonas 
de sobrepresión. Los reflectores sísmicos y la modelización posterior se utilizan para 
identificar las estructuras geológicas, litología, estratigrafía y cambios de facies, en 
busca de posibles trampas de hidrocarburos. 
2. Indicadores en tiempo real, como por ejemplo la “Tasa de penetración” (ROP): 
La tasa de penetración (Rate of penetration) es generalmente el “punto de 
partida” para la predicción de la sobrepresión, considerando que es un parámetro 
que se está controlando constantemente. 
A una mayor profundidad, la sobrecarga creciente conduce a una mayor 
compactación y menor porosidad. Por tanto, es normal esperar que la ROP 
disminuya gradualmente con la profundidad a medida que la porosidad disminuye 
y la roca se hace cada vez más dura frente a la perforación. La ROP es la 
herramienta principal para identificar los cambios de litología y porosidad. Por lo 
tanto, es importante comprender, que un cambio en la ROP no necesariamente 
significa un cambio de presión. 
19 
 
Los siguientes parámetros pueden afectar la tasa de penetración: 
 Litología: Influencia fundamental sobre la ROP con variables tales como 
mineralogía, porosidad, dureza, abrasividad, tamaño de grano, 
cementación, cristalización, plasticidad, etc. 
 Peso sobre la barrena (WOB: Weight on bit): Influencia directa, un aumento 
en WOB produce un aumento en ROP. 
 Velocidad de rotación: un aumento en la velocidad de rotación (RPM), 
produce un aumento de ROP, aunque la relación exacta depende de la 
litología. 
 Torque: El torque tiene una influencia indirecta en ROP, a través de su efecto 
sobre la roca y la sarta de perforación. 
 Tipo de barrena: Es una influencia clara pues diferentes tipos de barrenas, 
dientes, insertos y barrenas de PDC, con sus diferentes acciones de corte y 
diferentes durezas, pueden ser idóneas para unas u otras litologías. 
 Desgaste en la barrena: Cuanto mayor es el desgaste, menor es la eficiencia 
en la barrena. 
 Hidráulica de fluidos: Los programas de hidráulica usualmente se definen 
para optimizar la velocidad de penetración. Por lo tanto, se concluye que, 
si cambia la hidráulica, incluyendo la tasa de flujo, en cualquier medida, la 
ROP resultará afectada. 
 Presión diferencial: Al aumentar la presión diferencial disminuye la ROP. 
Por lo anterior, podemos concluir que si la tasa de penetración variase cuando se 
encuentren cambios en la compactación y presión, existen demasiadas variables 
como para hacer de ella un indicador incuestionable. 
 
2.2.8 Exponente de perforación d 
El exponente de perforación es un método para normalizar la tasa de penetración 
(ROP) con el fin de eliminar el efecto de los parámetros de perforación externo. 
Para compensar tantas variables como sea posible, se utiliza el coeficiente de 
perforación d, el cual se utilizó para estimar la presión de formación reemplazando 
20 
 
los datos de tasa de penetración (ROP), velocidad de rotación (RPM), peso sobre 
la barrena (WOB) y diámetro de la barrena (B). El exponente d es la culminación 
del trabajo de Bingham (1965) y Jordan & Shirley (1967), los cuales propusieron la 
siguiente relación matemática para su cálculo (citado en Martínez, 2011): 
𝑑 =
𝑙𝑜𝑔
(𝑅𝑂𝑃)
(60∗𝑅𝑃𝑀)
𝑙𝑜𝑔
(12∗𝑊𝑂𝐵)
(106∗𝐵)
 Ec. (6) 
donde d es el exponente de la perforación (adimensional), ROP es la tasa de 
penetración (ft/h), RPM es la velocidad de rotación (rpm), WOB es el peso sobre la 
barrena (lb) y B es el diámetro de la barrena (in). 
Una modificación al exponente de perforación fue propuesta por Rehm (1971), el 
cual corrigió el exponente para los efectos relacionados con los cambios en el peso 
de lodo. La relación matemática propuesta fue: 
 𝑑𝑐 = 𝑑 (
𝑁𝑃𝑃
𝐸𝐶𝐷
) Ec. (7) 
Donde dc es el exponente de perforación corregido, NPP es el gradiente normal 
de presión (lb/gal) y ECD es la densidad equivalente de circulación (lb/gal). Los 
cambios graduales en la tendencia los exponentes reflejaran cabios de presión de 
transición que se observaran antes de entrar en la zona de mayor sobrepresión. 
2.2.9 Método de Eaton 
Este método consta de tres pasos, los cuales se describen a continuación: 
 Registrar los valores de la línea de tendencia normal del exponente dc 
calculado (dcn) y observado (dco) a la profundidad de interés. Se deben usar 
solo los valores referentes a lutitas para el valor de dco. 
 Registrar el gradiente de sobrecarga a la profundidad de interés. 
 Usar la siguiente correlación matemática para el cálculo de la presión de 
poro: 
𝑃𝑃 = 𝜎𝑜𝑣 − (𝜎𝑜𝑣 − 𝑃𝑛) ∗ (
𝑑𝑐𝑜
𝑑𝑐𝑛
)1.2 Ec. (8) 
21 
 
donde PP es la presión de poro (lb/gal), 𝜎𝑜𝑣 es la sobrecarga (lb/gal), 𝑃𝑛 es el 
gradiente de presión normal (lb/gal), 𝑑𝑐𝑜 es el valor del exponente de perforación 
observado a la profundidad de interés, y 𝑑𝑐𝑛 es el valor del exponente de 
perforación a partir de la línea de tendencia normal. 
 
2.2.10 Determinación de asentamiento de tuberías de revestimiento 
La selección inicial de profundidades de asentamiento de las tuberías de 
revestimiento, está basada en la estimación de los gradientes de presión de poro, 
gradientes de fractura, experiencia de campo y requerimientos para cumplir con 
el objetivo planeado. El estimado inicial de las profundidades de asentamiento de 
la tubería de revestimiento, se puede establecer gráficamente, representado los 
valores de los gradientes de presión de poro y fractura, expresados en densidad 
equivalente contra profundidad, como se describe a continuación 
 Trazar la curva del gradiente principal de presión de poro junto con la 
litología, en caso de estar disponible. Indicar cualquier intervalo, en los 
cuales haya posibilidad de problemas, por ejemplo, pegas diferenciales, 
pérdidas de circulación o zonas de alta presión de gas. Trazar la curva de 
peso del lodo, este debe incluir un margen de viaje alrededor de 200 a 400 
psi. 
 Trazar la curva de gradiente de fractura predicha y la cura de lodo máximo, 
la cual debe quedar en paralelo de la curva de gradiente de fractura, con 
una reducción de 0.3 hasta 0.5 libras por galón para influjos y una densidad 
equivalente de circulación durante la cementación. 
 Graficar pesos de lodos desviados y LOT´S (Leak off tests) para proveer una 
revisión de las predicciones de presión de poro o destacar la necesidad de 
mayor investigación. 
Las profundidades iniciales de asentamiento de las tuberías de revestimiento 
pueden ser determinadas siguiendo el proceso que se ilustra enla Figura 1 y que se 
describe a continuación: 
22 
 
 Trabajar del fondo hacia arriba, ingresando a la curva de peso de fluido de 
perforación en el punto A. 
 Desplazarse hasta el punto B, el cual determina el estimado inicial de la 
profundidad de asentamiento para la TR de producción. 
 Moverse a través del punto C, el cual identifica el requerimiento de peso de 
fluido, para esa profundidad. 
 Continuar moviéndose hasta el punto D, el cual determinara la profundidad 
inicial de asentamiento para la TR intermedia. 
 Moverse hacia arriba a través del punto E, el cual identifica el requerimiento 
de peso de fluido, para esa profundidad. 
 Desplazarse hacia arriba hasta el punto F, el cual determina la profundidad 
inicial de asentamiento para la TR de superficie. 
 Moverse a través del punto G para identificar el peso del fluido necesario a 
esa profundidad. Mantener presente que si el punto G se encuentra en el 
rango de la presión normal y se requiera o no mas TR. 
Existen otros factores que deberán mantenerse presente durante la selección de 
asentamiento de las TR. 
 Zonas de gas de poca profundidad 
 Zonas de pérdida de presión 
 Estabilidad en las diferentes formaciones 
 Perfil direccional del pozo 
 Arenas de agua fresca 
 Limpieza del agujero o hueco 
 Selección de posibles zonas salinas 
 Zonas de altas presiones 
23 
 
 
Figura 1. Gráfica modelo selección de profundidades de asentamiento de tuberías 
de revestimiento. 
 
Para los diseños de las tuberías de los pozos se contemplan al menos tres tipos de 
cargas principales (API, 1999): 
 Carga por colapso: Se presenta cuando la presión externa sobrepasa la 
presión interna 
 Cargas por estallido: Se presenta cuando la presión interna sobrepasa la 
presión externa 
 Cargas por tensión: Resultado del peso que ejerce la sarta de perforación 
 
24 
 
 
Figura 2. Carta de tuberías de revestimiento y barrenas 
 
Los factores de seguridad se asumieron acordes a las normas establecidas en la 
industria petrolera para el diseño de tuberías de revestimiento (API, 2005): 
Factor de seguridad –Colapso: 1.1 
Factor de seguridad –Estallido: 1.15 
Factor de seguridad –Tensión: 1.8 
 
Pérez Castañeda (2013) desarrolló un programa de perforación para un caso real 
“Pozo Santana 670”, su objetivo era ejemplificar cada uno de los aspectos del 
diseño de manera óptima, pero para el análisis de evaluación de los esfuerzos de 
las TR se apoyó de software del Departamento de PEMEX-PEP (Perforación, 
Exploración y Producción), lo cual minimizó la explicación detallada. Para el análisis 
25 
 
de presiones en el asentamiento de las tuberías de revestimiento utilizó el análisis 
triaxial y las características de las tuberías del Prontuario de Tenaris Tamsa. 
 
2.3 SARTA DE PERFORACIÓN 
La sarta de perforación o también conocida como columna de perforación, es la 
encargada de transmitir la fuerza de empuje y rotación desde la superficie a la 
barrena. De manera adicional también se define como el conjunto o ensamblaje 
de tuberías poco pesadas también llamadas tubería de trabajo que comienza con 
el Top Drive o Kelly en la parte superior, con el ensamblaje de fondo “BHA: barrena, 
varios cruces y portamechas”, que es la parte de la sarta más pesada en las partes 
inferiores para poder transmitir el movimiento rotatorio y el peso necesario a la 
barrena, y a su vez permitir el flujo de lodo de perforación de la barrena y a la 
superficie. 
Las tuberías, accesorios y las barrenas, deben tener características específicas para 
que puedan soportar esfuerzos de tensión, colapso y torsión. Es por esto, que antes 
de colocar cualquier tubería en la sarta se debe hacer un diseño previo de esta 
para conocer los límites de las tuberías y de los accesorios teniendo en cuenta los 
esfuerzos a los que serán sometidos y también de acuerdo a las características 
propias de cada instrumento. 
En el presente trabajo se realizará un estudio y descripción de los fundamentos de 
la sarta, de las partes que la componen y del diseño previo que se debe hacer 
antes de escoger los materiales que se van a utilizar para la tener una perforación 
eficiente. 
 
2.3.1 Flecha (kelly) 
El kelly es la primera sección de tubería por debajo del swivel. El swivel es un 
componente mecánico utilizado en el sistema de izaje que cuelga directamente 
por encima del kelly. Su función es permitir que el Kelly rote durante la perforación. 
26 
 
La sección transversal del kelly es cuadrada o hexagonal para permitir que se 
enrosque fácilmente al girar. 
La rotación es transmitida a la flecha y a través del kelly bushings, que se ajustan en 
el interior del master bushing de la mesa rotaria. El kelly debe mantenerse lo más 
recto como sea posible. La torsión por el giro del kelly causa un movimiento de 
impacto que resulta en un desgaste innecesario en el bloque de corona, cable de 
perforación, unión giratoria, y las conexiones roscadas a lo largo de una gran parte 
de la sarta de perforación (PEP, 2002). Una vista del kelly y kelly bushings se muestra 
en operación en la Fig. 3. 
 
Figura 3. Piso de trabajo, identificación del Kelly & Kelly bushings 
 
La rosca del kelly enrosca hacia la derecha en la parte inferior y enrosca hacia la 
izquierda en la parte superior para permitir el giro normal a la derecha de la sarta 
de perforación. Por lo general, se instalan dos válvulas de seguridad en la flecha 
(Fig. 4), una conectada en la caja y la otra en la junta en su parte inferior, ambas 
se emplean para cortar el flujo a través de la sarta en caso de una manifestación 
del pozo. Son operadas manualmente. 
27 
 
 
1 
2 
3 
4 
5 
6 
7 
8 
Cuerpo 
Asiento inferior 
Esfera obturadora 
Sello superior 
Accionador hexagonal 
Cojinete de empuje 
Anillo reten inferior seccionado 
Anillo retenedor superior 
9 
10 
11 
12 
13 
14 
15 
16 
Anillo retenedor 
Anillo retenedor en espiral 
Anillo o superior 
Anillo de respaldos superiores 
Anillo o inferiores 
Anillos de respaldos inferiores 
Sello en “T” del accionador 
Ronda corrugada 
Figura 4. Elementos que integran la válvula de seguridad o de pie 
 
2.3.2 Sustituto de flecha: Se utiliza entre la flecha y la primera junta de la tubería de 
perforación (PEP, 2003). Esta sección corta de tubería relativamente sencilla evita 
el desgaste de la rosca de la flecha y proporciona un lugar para montar un 
empaque para mantener la flecha centrada (Fig. 5). 
28 
 
 
 
Figura 5. Mesa rotaria, kelly y unión giratoria 
2.3.3 Tubería de perforación 
Constituye la mayor parte de la sarta de perforación. Es soportada en su extremo 
superior por la flecha o sustituto de flecha en su caso, transmite potencia por medio 
del movimiento de rotación en el piso de perforación a la barrena, y permite la 
circulación del lodo (PEP, 2004). 
29 
 
Está constituida por dos partes las cuales son fabricadas separadamente y luego 
unidas mediante soldadura, estas son: el cuerpo y conexión (Fig. 6). La tubería de 
perforación se encuentra sujeta a esfuerzos como el resto de la sarta de 
perforación. La tubería de perforación nunca debe ser usada en compresión ni 
debe ser utilizada para dar peso sobre barrena, excepto en agujeros de alto ángulo 
u horizontales, en donde la estabilidad de la sarta y la ausencia de pandeamiento 
debe ser confirmada por medio del uso de un software de modelado. 
 
 
Figura 6. Tubería de perforación 
Las longitudes disponibles de la tubería de perforación se muestran en la Tabla 3 en 
donde se encuentra clasificada en tres rangos. 
Caja “Hembra” 
Piñón “Macho” 
Cuerpo liso de la Tp 
30 
 
Tabla 3. Rangos de la tubería de perforación 
Rango L(ft) L(m) 
1 
2 
3 
18-22 
27-30 
38-45 
5.49- 6.71 
8.23-9.14 
11.580-13.72 
 
 
Figura 7. Enrosca de tubería de perforación 
Sus principales características son: 
 Juntas reforzadas 
 Facilidady rapidez de enroscamiento 
 Alto grado de resistencia 
31 
 
 Se rigen por normas API 
Los fabricantes de tuberías deben cumplir con las siguientes características: 
 Grado 
 Medida (Diámetro) 
 Espesor de pared 
 Peso 
 
2.3.4 Tubería pesada (heavy weight) 
La tubería de perforación extra pesada (Heavy Weight). Es un componente de 
peso intermedio, para la sarta de perforación, entre los lastrabarrenas y la tubería 
de perforación. Esta tubería se fabrica con mayor espesor y uniones especiales 
extralargas con relación a la tubería de perforación normal lo que facilita su 
manejo; tiene las mismas dimensiones de la tubería de perforación, por su peso y 
forma, la tubería pesada se puede usar en compresión. Disponible en diseño 
exterior liso y espiral (Fig. 7). 
 
Es fabricada en tres diámetros principales: 3 ½”, 4 ½” y 5”. La mayoría de los 
fabricantes también la fabrican en diámetros de 4”, 5 ½” y hasta 6”. La tubería 
pesada se puede identificar fácilmente ya que cuenta con un protector o cinturón 
de pared (recalcado) en medio del tubo (Fig. 8) el cual protege el cuerpo de la 
tubería del desgaste por la abrasión, esta sección recalcada actúa como un 
centralizador y contribuye a una mayor rigidez, y resistencia de la tubería pesada. 
Otra ventaja es que no se requiere cambiar de elevadores y no requiere el uso de 
collarín para herramienta (PEP, 2000). 
 
32 
 
 
Figura 8. Tubería pesada-Heavy weight, lisa e helicoidal 
 
Algunas de las funciones o consideraciones con respecto a la tubería pesada son 
las siguientes: 
 La transición de esfuerzos entre la tubería de perforación y lastrabarrenas. 
 Previene el pandeo de la tubería de perforación 
 Puede trabajar en compresión sin sufrir daño en los acoples 
 Empleada extensamente en la perforación direccional 
 En ocasiones se utiliza en reemplazo de los lastrabarrenas 
33 
 
 No se debe usar para proporcionar peso sobre la barrena en condiciones 
normales 
 Reduce la posibilidad de pegadura diferencial 
 Son más fáciles de manejar que los lastrabarrenas 
 
Figura 9. Tubería pesada con recalcado a la mitad del cuerpo liso 
 
La tubería pesada se usa en perforación direccional y vertical, se ha comprobado 
que la tubería pesada es ideal para pozos muy desviados porque es menos rígida 
que los tubos lastrabarrenas y el contacto con la pared del pozo es mínimo. El 
distintivo de tres puntos de contacto con el cuerpo de la tubería pesada ha resuelto 
dos serios problemas en perforación direccional. 
(1) Permite perforar a alta velocidad de rotación con menor torsión. Eso reduce el 
desgaste y deterioro de la sarta de perforación, al tiempo que simplifica el control 
direccional. 
34 
 
(2) Además tiene mínima tendencia a pegarse por presión diferencial. Como es 
menos rígida que los lastrabarrenas, la tubería pesada, se dobla más en la sección 
del tubo que en las uniones. La tubería pesada resiste numerosos cambios de 
ángulo y dirección del pozo con mínimo de los problemas asociados con la 
perforación direccional. 
 
2.3.5 Lastrabarrenas (Drill collar) 
Son tubos de gran espesor y rigidez por lo general en longitudes de 30 a 31 pies, los 
cuales están fabricados a partir del acero templado y revenido 4145. 
Se utilizan en el ensamble de fondo para cumplir con las funciones más importantes 
como son: 
 Proporcionar peso a la barrena 
 Dar rigidez a la sarta de perforación 
 Minimizar los problemas de estabilidad del pozo 
 Minimizar los problemas de control direccional 
 Prevenir el pandeo de la sarta de perforación 
 Proveer el efecto de péndulo para la perforación de agujeros rectos 
 Aseguran que la tubería de revestimiento sea bajada exitosamente 
 Como herramientas de pesca, para pruebas de formación y en operaciones 
de terminación del pozo. 
El peso que los lastrabarrenas aplican sobre la barrena mantiene la sección de 
tubería perforación en tensión. El punto neutro debe estar localizado en la parte 
superior de la sección de los lastrabarrenas para así poder trabajar bajo 
compresión (Fig. 9). 
35 
 
 
Figura 10. Ubicación del punto neutro dentro y fuera de la sección de DC 
 
Los lastrabarrenas están sujetos a fallas por fatiga como resultado de su torcimiento 
ya que el cuerpo de un lastrabarrena es más duro que su conexión, por lo que las 
fallas ocurren en la unión. 
 
2.3.6 Tipos de lastra-barrenas 
Lastrabarrena liso 
 Este acabado se denomina convencional, ya que trae la forma tal y como sale 
de la fábrica, satisface todos los requisitos nominales (Fig. 10). 
36 
 
 
Figura 11. Lastrabarrena liso 
 
Lastrabarrena corto (Short Drill Collar – SDC) 
A menudo se le conocen como “pony collar”; no son más que una versión reducida 
de un lastrabarrena de acero. Estos lastrabarrenas pueden ser manufacturados 
como piezas unitarias o se puede cortar de un lastrabarrena de acero grande de 
manera que se obtengan dos o más lastrabarrenas cortos (Fig. 11). Son de gran 
aplicación para la perforación de pozos direccionales. 
37 
 
 
Figura 12. Lastrabarrena corto, en patio de tubería2 
Lastrabarrena espiralado 
El corte en espiral está diseñado para evitar, o al menos reducir en gran medida, el 
área de contacto con la pared del pozo. La distancia que existe entre la caja del 
lastrabarrena a donde comienza la espiral del tubo es de 12 a 15 pulgadas. El 
extremo del piñón de la tubería se deja sin espiral 48 centímetros al extremo. El 
proceso de corte en espiral reduce el peso del lastrabarrena en aproximadamente 
4 % (Fig. 12). 
38 
 
 
Figura 13. Lastrabarrena helicoidal-espiralado 
 
Lastrabarrena no magnético o monel 
Los lastrabarrenas largos no magnéticos son tubulares manufacturados en alta 
calidad, resistentes a la corrosión, de acero inoxidable austenítico, usualmente lisos 
(Fig. 13). Los instrumentos de desviación magnéticos bajados al pozo necesitan ser 
colocados en suficiente material no magnético para permitir la medida del campo 
magnético terrestre sin interferencia magnética. Los instrumentos de desviación son 
aislados de la interferencia magnética causada por el acero a través de este 
lastrabarrena. 
 
Lastrabarrena corto no magnético 
Los lastrabarrenas cortos no magnéticos son usados entre un motor de fondo y un 
MWD (Measurement While Drilling, herramienta de medición) para contrarrestar la 
39 
 
interferencia magnética de la parte inferior de la sarta y permitir una geometría 
adecuada de la sarta de acuerdo a las tendencias necesitadas. 
 
Figura 14. Lastrabarrena no magnético 
 
2.3.7 Selección del diámetro de los lastrabarrenas 
El control de la estabilidad direccional se hace con una sarta rígida. Una de las 
formas de darle rigidez a la sarta es aumentando el diámetro de los lastrabarrenas. 
Pero esto tiene su límite ya que cuanto más grande es el diámetro mayor es el 
peligro de quedar pegados a la pared del pozo por presión diferencial o 
mecánicamente. Lastrabarrenas de mayor diámetro en un pozo dado también 
significa menos libertad de movimientos laterales del ensamble de fondo. Esta 
disminuye el esfuerzo de pandeo y la velocidad de fatiga de la conexión. Sin 
embargo, en la práctica, el tamaño de los lastrabarrenas está determinado por la 
existencia o disponibilidad que se tenga de estos. La selección del diámetro de los 
lastrabarrenas se puede complementar tomando en cuenta lo siguiente: 
 Consideraciones de facilidad para pescar 
 Facilidad de manipulación de los lastrabarrenas 
 Requerimientos hidráulicos 
40 
 
 Requerimientos de control de desviación 
De acuerdo a estudios la selección de los lastrabarrenas se encuentra en función 
del diámetro del agujero y tipo de formación (Schlumberger & PEP, 2005). Ya sea 
formación blanda o dura como se muestra en la Tabla 4. 
 
Figura 15. Partes de las que se compone un lastrabarrena 
 
Una buena selección deltamaño de los lastrabarrenas ayuda a evitar problemas 
en la perforación, tener un agujero de diámetro apropiado, peso sobre la barrena 
necesario, el pozo en la dirección deseada y asegurar una larga vida de la tubería 
de perforación (Fig. 15). 
Lubinsky señaló que una barrena sin estabilizar y con lastrabarrenas de diámetro 
pequeño pueden ocasionar un hueco reducido haciendo imposible bajar la 
tubería de revestimiento (Citado por Rivera Juárez 2015). 
41 
 
 
Figura 16. Problemas durante la perforación originados por una incorrecta 
selección del diámetro de los lastrabarrenas. 
 
Para determinar el diámetro útil necesario se encontró la siguiente formula empírica 
(Citado por Rivera Juárez, 2015): 
𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 ú𝑡𝑖𝑙 =
1
2
(𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎 − 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑏𝑎𝑟𝑟𝑒𝑛𝑎) Ec. (9) 
Por lo tanto, Bourgoyne Jr. Et al, 1986, recomendaron lastrabarrenas de diámetro 
mayor cerca de la barrena. Robert S. Hock, Ingeniero de Investigación con Phillips 
Petroleum Co., reescribió la ecuación anterior para determinar el diámetro mínimo 
42 
 
de los lastrabarrenas y poder colocar la tubería de revestimiento sin problemas (PEP, 
2000): 
Diámetro mínimo externo de lastrabarrena = 2 (diámetro externo de T.R) - (diámetro 
de barrena). Ec. (10) 
 
Tabla 4. Selección de diámetro de lastrabarrenas 
Diámetro 
del agujero (“) 
Diámetro de lastrabarrenas 
Formación blanda Formación dura 
Diámetro 
exterior 
Diámetro 
Interior 
Diámetro 
exterior 
Diámetro 
Interior 
4 3/4” 3 1/3” 1 1/4" 3 1/2" 1 1/2" 
5 7/8”- 6 1/8” 4 1/8” 2” 4 3/4" 2” 
6 1/2”- 6 3/4” 4”-4 3/4" 2 1/4" 5”-5 1/4" 2” 
7 5/8”- 7 7/8” 6” 2 13/16” 6 1/4"-6 1/2" 2”-2 1/4" 
 
8 1/2”- 8 3/4" 
6 1/4" 2 13/16” 
6 3/4" o 7” 
 
2 1/4" 6 1/2" 2 13/16” 
 
9 1/2”-9 7/8” 
7” 2 13/16” 7” 2 1/4" 
8” 2 13/16” 8” 2 13/16” 
10 5/8”-11” 7” 2 13/16” 8” 2 13/16” 
8” 2 13/16” 9” 2 13/16” 
 
 12 1/4" 
 
8” 
 
2 13/16” 
8” 2 13/16” 
9” 2 13/16” 
10” 2 13/16”-3” 
 
 
17 1/2" 
 
 
8” 
 
 
2 13/16” 
8” 2 13/16” 
9” 2 13/16” 
10” 2 13/16”-3” 
11” 3” 
18 1/2"-26” Los programas de lastrabarrenas son iguales a los del tamaño 
de agujero inmediatamente menor 
 
43 
 
Se tiene que considerar que debe dejar espacio libre necesario para la circulación 
de fluidos de perforación y herramientas de pesca en caso de que los 
lastrabarrenas se atasquen. Antes de seleccionar el diámetro de los lastrabarrenas, 
es bueno asegurarse que herramientas de pesca están disponibles y que coincidan 
con el diámetro de lastrabarrena. 
 
Rivera Juárez (2015) realizó el diseño de sarta de perforación para el campo 
Mecatepec 118, para tal diseño se apoyó de la metodología descrita en la guía 
de diseño de sarta de perforación y de la utilización del programa de diseño de 
PEMEX-PEP, Gerencia de Ingeniería. 
 
2.4 CEMENTACIÓN 
La cementación de los pozos petroleros consiste en dos operaciones principales: la 
cementación primaria y la cementación con fines de remediación. Sin embargo, 
la cementación primaria es el proceso de colocación de una lechada de cemento 
en el espacio anular existente entre la tubería de revestimiento y la formación. 
Cuando un pozo alcanza el final de su vida productiva, los operadores 
normalmente proceden a su abandono mediante la ejecución de una operación 
de cementación con tapones. Los ingenieros llenan el interior de la tubería de 
revestimiento con cemento a diversas profundidades, previniendo de este modo la 
comunicación entre zonas y la migración de fluidos hacia las fuentes subterráneas 
del agua dulce. El objetivo fundamental es restaurar la integridad natural de las 
formaciones que fueron perturbadas por el proceso de perforación. 
La tecnología de cementación de pozos tiene más de 100 años, no obstante, los 
químicos e ingenieros continúan introduciendo nuevas formulaciones, materiales y 
tecnología para satisfacer las necesidades en constante cambio de la industria 
energética. Por ejemplo, la durabilidad del aislamiento zonal durante y después de 
la vida productiva de un pozo, constituye un tema de investigación y desarrollo 
importante. Los sistemas de cementación modernos pueden contener partículas 
44 
 
flexibles y fibras que permiten que el cemento fraguado tolere esfuerzos mecánicos 
severos. Los sistemas avanzados de cemento autorreparadores contienen 
materiales “inteligentes” que, si la cementación falla, se dilatan y restablecen el 
sistema zonal cuando entran en contacto con fluidos de formaciones acuosas o 
hidrocarburíferas (Nelson, 2002). 
Clasificación de las cementaciones 
 Primaria 
 Forzada 
 Tapones de cemento 
 
2.4.1 Lechada de cemento 
Las lechadas de cementos son suspensiones altamente concentradas de partículas 
sólidas en agua, las cuales pueden llegar a tener hasta un 70% de sólidos. Su 
reología está relacionada con la del líquido de soporte, la fracción volumétrica de 
los sólidos (volumen de partículas/volumen total) y la interacción entre las partículas 
(Halliburton, 2009). 
 
2.4.2 Cemento portland 
Es una mezcla compleja de caliza (u otros materiales con alto contenido de 
carbonato de calcio), sílice, fierro y arcilla, molidos y calcinados, que al entrar en 
contacto con el agua forma un cuerpo sólido (PEP, 2010). El cemento Portland es 
un ejemplo típico de cemento hidráulico: fragua y desarrolla resistencia a la 
compresión como resultado de la hidratación, la cual involucra reacciones 
químicas entre el agua y los componentes en el cemento. 
El fraguado y endurecimiento no solamente ocurre si la mezcla de cemento y agua 
se deja estática al aire, también se presenta si la mezcla se coloca en agua. El 
desarrollo de resistencia es predecible, uniforme y relativamente rápido. El cemento 
45 
 
fraguado tiene baja permeabilidad y es insoluble en agua, de tal forma que 
expuesto a esta no se destruyen sus propiedades. 
 
2.4.3 Clasificación API y ASTM de los cementos 
En la Tabla 5 se muestra la clasificación de los cementos de acuerdo con la API y 
el ASTM. 
Tabla 5. Tabla de clasificación API y ASTM de los cementos 
Clase A o 
tipo I 
Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, No se requieren propiedades 
especiales 
B - II Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, se requieren moderada 
resistencia a los sulfatos 
C-III Máximo 1830 m de profundidad, 77 °C, se requieren alta resistencia a 
compresión temprana, se fabrica en moderada y alta resistencia a los 
sulfatos 
D De 1830-3050 m, 110 °C y presión moderada, se fabrica en moderada 
y alta resistencia a los sulfatos 
E De 1830-4270 m, 143 °C y alta presión, se fabrica en moderada y alta 
resistencia a los sulfatos 
F De 3050-4880 m, 160 °C, en donde exista alta presión, se fabrica en 
moderada y alta resistencia a los sulfatos 
G y H Cementos petroleros, superficie hasta 2240 m tal como se fabrican. Se 
pueden modificar con aceleradores y retardadores para usarlos en un 
amplio rango de condiciones de presión y temperatura. Su 
composición química es similar al cemento API clase B. Son fabricados 
con especificaciones más rigurosas tanto físicas y químicas, por ello son 
productos más uniformes. 
J En fase experimental, temperatura estática de 351 °F (177 °C) de 3660-
4880 m, no emplea arena sílice que evite la regresión de la resistencia 
a la compresión. 
 
46 
 
2.4.4 Cementación primaria 
A la cementación de las tuberías de revestimiento se le conoce con el nombre de 
cementación primaria (Fig. 16) y puede ser superficial, intermedia o de explotación, 
asegurando un sello completo y permanente (Schlumberger, 2010). 
 
Figura 17. Cementación primaria 
 
El reto principal es obtener sellos hidráulicos afectivos en las zonas que manejan 
fluidos a presión. Para lograrlo es indispensable mejorar el desplazamiento