prof. ing. luis soto pineda i.conceptos básicos de geología ii.inicios de la perforación en...

Prof. Ing. Luis Soto Pineda

I. Conceptos básicos de geología

II. Inicios de la perforación en México

III. Ubicación geográfica de los yacimientos en México

IV. Fluidos y presiones del yacimiento

V. Evolución de las técnicas de perforación

VI. Equipos convencionales de perforación

Objetivo: El alumno será capaz de explicar el origen del petróleo, el

concepto de migración del petróleo, describir los diferentes

ambientes donde se desarrolla la actividad petrolera en México,

así como, conocer la evolución de las técnicas de perforación y la

identificación de los diferentes equipos de perforación existentes.

FACULTA DE INGENIERIA Elementos de Perforación

CAPITULO IORIGEN DEL PETROLEO Y EVOLUCION DE LA PERFORACION


I. Conceptos básicos de geología del petróleo

a. Origen

Petra aceite de piedra oleum aceite

De manera general se manejan dos teorías sobre el origen del petróleo:


La palabra petróleo significa aceite de piedra. Es de origen bituminoso y esta compuesto

básicamente de carbono e hidrógeno, que en su forma natural se encuentra en estado

sólido, líquido y gaseoso.

Inorgánica: Que formulaba la formación del petróleo como resultado de reacciones químicas entre el agua y el CO2.

Orgánica: Formula la formación del petróleo como un producto de la descomposición de organismos vegetales y animales que fueron sometidos a enormes presiones y altas temperaturas en ciertos periodos geológicos.

El petróleo se encuentra en sus tres estados: sólido, liquido y gas.




b. Migración del petróleo

Una vez creado, el petróleo se ubica dentro del especio poroso de la roca que lo genero

que por su naturaleza se encuentra ocupado por agua. Debido a la incompatibilidad de

densidades se crea una fuerte presión interna en la roca que propicia la expulsión del

petróleo de la roca generadora e inicia la migración primaria.



b. Migración del petróleo

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





b. Generación, migración y acumulación de hidrocarburos

El viaje termina cuando el petróleo se encuentra con una roca impermeable que le impide

el paso.



c. Clasificación de los yacimientos

1.- Por el tipo de trampa se clasifican en:


Los yacimientos petrolíferos se clasifican básicamente por el tipo de trampa en que se almacenan o por la clase de fluido que contienen.

Trampas de tipo Estructural.- Son aquellos yacimientos que se encuentran asociados a pliegues o fallas como anticlinales, sinclinales, fallas, etc..

Trampas estratigráficas.- Son aquellos yacimientos en los cuales el principal elemento de contención es estratigráfico o litológico y dependen del carácter sedimentológico de las formaciones que las constituyen.

Trampas combinadas.- Se refiere a las trampas en las que se conjugan aspectos estratigráficos y tectónicos.

Trampas asociadas a intrusiones. Estas pueden ser del tipo ígneo, salino o arcilloso.

Se denomina yacimiento, a un estrato de roca poroso y permeable que contiene hidrocarburos (en cualquiera de sus formas).



c. Clasificación de los yacimientos por el tipo de trampa.

TRAMPA ESTRUCTURAL

TRAMPAS COMBINADAS

TRAMPA ESTRATIGRAFICA

INTRUSION IGNEA




2.- Por el tipo de fluidos tenemos:


c. Clasificación de los yacimientos (continuación)

Aceite negro.- Los hidrocarburos contenidos por este tipo de yacimientos son de color café oscuro a negro con densidades de 30 a 40 °API.

Aceite volátil.- Los hidrocarburos contenidos por este tipo de yacimientos son de color café claro con matiz amarillo, rojo o verde con densidades entre de 40 y 50 °API.

Gas y condensado.- Estos yacimientos contienen hidrocarburos condensados, en los que predomina el gas en fase líquida. Su densidad se encuentra entre 50 y 70 °API.

Gas Húmedo.- Estos yacimientos almacenan gas con pequeñas cantidades de líquido de color claro o rosado, y sus densidades varían entre 60 y 70 °API.

Gas seco.- Estos yacimientos contienen gas seco como metano, que tienen una fracción mol superior al 95%; básicamente no contienen líquidos.


II. Historia de la perforación en México

Periodo 1900 – 1937 ( La perforación por compañías privadas)

En 1900 se inicia la historia comercial de la industria petrolera en México con la perforación del pozo “La Pez # 1” localizado por el geólogo mexicano Ezequiel Ordóñez, perforado a 500 m y con una producción inicial de 1,500 bpd, se descubre “La Faja de Oro”, se desarrolla el 1er campo petrolero “El Ébano” en Sn Luís Potosí y se perforan 5,743 pozos. Sin duda uno de los pozos más espectaculares fue el “Cerro Azul 4”, perforado a 545 m con producciones de más de 25,000 bpd y que actualmente continua en producción.


La cadena de explotación de la industria petrolera abarca varias especialidades, siendo una de las más importantes por el monto de la inversión y el alto riesgo que representa, la “perforación”. Los diferentes objetivos de la perforación son:

Explotación de aguas subterráneas

Explotación del azufre.

Creación de electricidad

Explotación del petróleo

Construcción de cavernas almacenadotas

En 1859 se perfora el 1er pozo petrolero en América “Drake” a una profundidad de 22.4 m y una producción de 20 bpd.


Periodo 1938 – 1960 ( Maduración de la perforación nacionalizada)En este periodo se perforaron 4,669 pozos, se incrementan las reservas a un ritmo de 6% anual, se incremento el éxito en la perforación de 40 al 61% y a partir de 1946 Pemex contrata compañías perforadoras con cero participación en los beneficios obtenidos de la producción. En 1953 se incursiona por primera ves en proyectos marinos frente a las costas de Tuxpan, Ver.



120

100

80

60

40

20

0

5,000

4,000

3,000

2,000

1,000

0

1935 1942 1946 1950 1954 1958 1960

P o

z o

s

Re

serv

as

Perforación para la incorporación de reservas

1933 1946 1952 1954 1960

160

140

120

100

80

60

40

20

0

Equipos de Perforación1938 - 1960


Periodo 1961 – 1980 ( Perforación de los grandes yacimientos)Se reorientan los trabajos de exploración y perforación hacia zonas de mayor potencial, en este lapso se perforan 9,310 pozos (2,167 exploratorios). En 1963 se obtiene producción comercial en la formación “El Abra” en el cretácico medio (una extensión de la Faja de Oro), en 1972 se descubrió el área cretácica de Chiapas – Tabasco, con los pozos Sitio grande 1 y Cactus 1, se descubre el complejo Cantarell en la zona marina, se incrementan las reservas y el éxito en la perforación alcanza porcentajes del 85%. México pasa de ser un país importador a exportador de hidrocarburos.



Periodo 1981 – Actual (Incorporación de tecnologías y la creación de la Unidad de Perforación y Mantenimiento de Pozos UPMP)

Para fines de 1999 se perforaron 3,467 pozos (702 exploratorios), se alcanzan profundidades de 7,615 m en la perforación y se inicia la perforación con mayores tirantes de agua 384 m. Se genera el programa OTP.Se alcanzan producciones de aceite por arriba de los 3 millones de barriles y los 5 mil millones de pies cúbicos de gas.




Los yacimientos petrolíferos ubicados en el territorio nacional han sido agrupados en tres regiones con fines de estudio, control y desarrollo: Región Sur, Región Norte y Región Marina que a su vez, esta integrada en dos regiones la Marina Noreste y Marina Suroeste.

La Región Marina Noreste.- Se encuentra ubicada al suroeste del país con una extensión de 166 mil kilómetros cuadrados, inicia su actividad comercial en 1975 con la perforación del pozo Chac 1 productor de aceite y gas.

Complejos o campos importantes Complejo Cantarel

Contribución en la producción Aporta el 72% del aceite Contribuye con el 21% de gas

Tipo de hidrocarburo Aceite pesado 18 °API Gas asociado

Formación productora Brechas del paleoceno inferior Cretácico superior

CARACTERISTICAS




La Región Marina Suroeste.- Se encuentra ubicada al suroeste del país con una extensión de 352,390 mil kilómetros cuadrados, sus antecedentes se remontan a 1923, sin embargo, su historia comercial inicia en 1971 con la perforación del pozo Marbella 1. La mayor producción al igual que la marina noreste , proviene de las brechas del paleozoico y cretácico superior, aunque también tiene producción en el terciario y kimmeridgiano.

Complejos o campos importantes Abkatún, Pool, Chuc y Cann


Tipo de hidrocarburo Aceite ligero 28 °API Gas asociado

Formación productora Brechas del paleoceno inferior Cretácico superior y J. S. K.

CARACTERISTICAS




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

Complejos o campos importantes Burgos, Chicontepec y Arquímia


Tipo de hidrocarburo Aceite ligero y pesado Gas seco principalmente

Formación productora Terciario

CARACTERISTICAS




La Región Sur.- Se encuentra ubicada en el sureste de México con una extensión de 390 mil kilómetros cuadrados, su historia se remonta a 1863 , su producción inicial fue de formaciones terciarias y actualmente la mayor producción se obtiene de formaciones carbonatadas del cretácico y jurásico superior kimmeridgiano, a profundidades mayores de 6,000 m y temperaturas por arriba de 180 °C.

Complejos o campos importantes A. J. Bermudes y M. A. Z. B. Jujo Tecominoacan, Puerto Ceiba


Tipo de hidrocarburo Aceite ligero y súper ligero “Olmeca” Gas seco húmedo y seco

Formación productora Terciario Cretácico y J. S. K.

CARACTERISTICAS


IV. Fluidos y presiones del Yacimiento


Se denomina yacimiento, a un estrato de roca poroso y permeable que contiene hidrocarburos (en cualquiera de sus formas).

Porosidad ().- Se define como la fracción del volumen total de roca que se encuentra lleno por un fluido (gas, aceite, agua o una combinación de estos) y se expresa en por ciento.

= 1 – Vr / Vt (%) donde; Vr es el volumen de roca Vt es el volumen total

Permeabilidad (k).- La permeabilidad es la capacidad que tiene la roca para conducir el flujo de fluidos en el medio poroso.

En arenas la porosidad promedio es del 10% y en carbonatos del 3%

Saturación de agua (Sw).- La fracción del espacio vació que es llenado por el agua se le conoce como saturación de agua. Existe una fracción de agua que no se mueve de la roca y es conocida como “Agua congénita ó intersticial”.

La saturación de hidrocarburos será: Sh = 1 - Sw




Las características de los fluidos contenidos en un yacimiento (composición, viscosidad, densidad, etc.) dependerán de la presión y temperatura del mismo.

Presión de yacimiento (Py).- Es la presión a la cual se encuentran confinados los fluidos en el estrato rocoso y también se le conoce como Presión de Poro o de formación.

Presión de sobrecarga (Ps).- Es el esfuerzo creado por el peso de los materiales a una profundidad determinada.

Ps = 0.1 [(1-) h r + h as ]

Ps presión de sobre carga en kg/cm2

porosidad promedio en por ciento

h profundidad en m.

r peso específico promedio de los minerales gr/cm3

as peso específico promedio del agua salada gr/cm3

Donde: = f / a a = 1 gr/cm3

Ps > Py

Para efectos prácticos y cuando no se cuente con información precisa se considerará un gradiente de presión de sobre carga total teórica de 2.31 kg/cm2 /m.

La presión normal de formación se atribuye a la carga hidrostática ejercida por una columna de agua salada ( = 1.074 gr/cm3) que se extiende desde el fondo del pozo hasta la superficie.




Presión hidrostática (Ph).- Es la presión que ejerce una columna de fluido (gas ó líquido) en una unidad de área.

Ph = f h

kg

cm2

f densidad del fluido (gr/cm3)

h la profundidad (m)

Densidad ().- Es la relación entre la masa del fluido y su volumen, medida a una determinada temperatura y presión ( 15.56 °C y 1 atmósfera de presión).

a = 1 gr

cm3a = 8.33

lb

gal

Ph = 1.42 h lb

pg2

Presión de fractura (Pf).- Es la presión necesaria para vencer la presión de yacimiento y la resistencia de la roca.

Pf > Ps > Py


°API =141.5

- 131.5aceite



Temperatura (T).- La temperatura en condiciones estáticas depende del gradiente geotérmico del lugar. Este parámetro tiene gran relevancia en el diseño de los fluidos de perforación, en las cementaciones, estimulaciones y diseño de tuberías.

Peso específico ().- Es la relación de las masas de volúmenes iguales de cualquier líquido con respecto al agua pura.

aceite =

141.5

131.5 + °API

grcm3

aceite = agua aceite

Gt = (°C/m) (Tf - Ts)

h

Tf temperatura de fondo °C

Ts temperatura de superficie °C

h profundidad en metros

Tf = 21.1 + h

35

°C = (°F – 32)59


La perforación por percusión.- Es un método antiquísimo y fue el iniciador de la perforación de pozos de agua y petróleo, aunque se a actualizado con la incorporado tecnología, su uso esta muy restringido y escasamente es usado para perforar pozos de agua muy someros (30 m).

Este método realiza la perforación mediante el movimiento alternativo (bajada y subida) de una pesada barrena (tipo cincel) que en su caída va fracturando o disgregando la roca, desprendiendo trozos de variado tamaño, que después son extraídos por medio de una cuchara. Sus principales componentes son:

• La sarta de perforación

• El cable

• Maquina de perforación



Métodos deperforación

Perforación por percusión

Perforación rotatoria


Perforación rotatoria.- El método de perforación rotaria con circulación directa, comenzó a utilizarse en 1860, adquiriendo gran auge en 1900 paralelamente al desarrollo de la industria petrolera.

La perforación rotatoria se realiza mediante el giro de una herramienta de corte y el recorte producido es extraído a la superficie por medio del fluido de perforación.

Sus principales componentes son:

• Sistema de suministro de energía

• Sistema de izaje

• Sistema de circulación

• Sistema rotatorio

• Sistema de control

• Sistema medidor de parámetros de control durante la perforación






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




Equipos de percusión. Máquina de vapor

Torres de madera.

Principio de la perforación rotatoria.

Primeras barrenas de conos (1908).

Diseños de TR y cementaciones (1904).

Primeras bombas de lodos (1910).

Fluidos de perforación (1914).

Equipos de mayor potencia

Mejores diseños de barrenas

Barrenas de carburo de tugnsteno(1935).

Nueva tecnología en cementaciones.

Uso de bentonita en (1935)

Fluidos especiales

PERIODO DE ORIGEN (1888-1928).

PERIODO DE DESARROLLO(1928-1948)


Se perfora a 31,000 pies en EUA.

• Investigación sobre la perforación.

• Introducción de la hidráulica Mejoramiento en la barrenas.

• Inicio de la perforación automatizada.

• Inicio de la tecnología de fluidos de perforación.

• Se introducen las turbinas.



PERIODO CIENTÍFICO(1948-1968)

Se inicia la perforación horizontal

Se automatiza el equipo de perforación

•Control de las variables de perforación

•Planeación de la perforación

•En los fluidos se incorporan los polímeros, nuevos productos químicos, aditivos, etc.

•Se aplica la tecnología por computadoras

PERIODO AUTOMATIZACIÓN(1968-1995)

•Perforación bajo balance

•Perforación en aguas profundas

•Prerforación multilateral

•Perforación con tubería flexible

•Perforación laser

•Perforación con Tubería de Revestimiento

•Nuevas tecnologías

PERIODO PERFORACIÓN NO CONVENCIONAL(1995- ACTUALIDAD)



VI. Equipos de perforación

TERRESTRES MARINOS

EQUIPOS DE PERFORACION

CONVENCIONALES

AUTOTRANSP

BARCAZAS

PLAT. FIJA PLAT. AUTOELEV FLOTANTES

OCTAPODO

TETRAPODO

TRIPODE

EST. LIGERAS

PIERNAS

INDPTES.

MATT

SUMERGIBLE

BARCO PERFO

SEMI SUMERG.



VI. Equipos de perforación Terrestres

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



VI. Equipos de perforación Marinos

Como su nombre lo indica los equipos marinos son utilizados para realizar perforaciones en costa afuera, en lagos, ríos, lagunas y pantanos:

PLATAFORMA FIJAS

Estos equipos son permanentes y se caracterizan por tener dos pisos de trabajo; el de producción a una altura de 15.9 m sobre el nivel del mar y el de perforación a 20.7 m de altura, aquí se instala la torre de perforación y la unidad habitacional. Dependiendo del número de patas se clasifican en: trípodes, tetrápodos y octápodos. Estos equipos son utilizados principalmente para el desarrollo de campos, ya que pueden perforar hasta 16 pozos de una sola plataforma.

Estos equipos son utilizados para perforación de pozos cercanos a la costa y tirantes de agua no mayores a 100 m.

La reparación de pozos en estas plataformas se realiza generalmente con el equipo Snubbing por su economía.

Su construcción se realiza en tierra.



VI. Equipos de perforación MarinosPLATAFORMA AUTOELEVABLE (JACK – UP)

Criterios que deben tomarse en cuenta para determinar que tipo de plataforma usar son:

Tirante de agua y criterio del medio ambiente.

Tipo y resistencia del fondo marino.

Capacidad.

Necesidad de moverse durante la temporada de huracanes.

Tiene la capacidad de moverse de una localización a otra, por medio de auto propulsión o de remolcador. Se apoya en el lecho marino mediante tres columnas (triangulares, cuadradas o redondas) que tienen en su extremo inferior un sistema de “zapatas aisladas”. La torre de perforación se encuentra ubicada en un cantiliver móvil permitiendo el acercamiento de la misma a los pozos de plataformas fijas. Operan en tirantes de agua de 4 a 120 m y es el equipo más utilizado en la perforación de pozos exploratorios.


PLATAFORMA SUMERGIBLE ( BARCAZA)



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

Tipo Barcaza Tipo Ártico Tipo Botella


PLATAFORMA SEMI - SUMERGIBLE



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


BARCO PERFORADOR



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

prof. ing. luis soto pineda i.conceptos básicos de geología ii.inicios de la perforación en...

Documents