El documento trata sobre la terminación de pozos. Explica que la terminación permite habilitar un pozo para producción mediante la programación e instalación de equipos en el fondo del pozo. Detalla los diferentes tipos de terminaciones como la terminación con agujero abierto, con cañería baleada, múltiple o con grava, dependiendo de las características de la formación. También describe los componentes clave de una terminación como las cañerías de revestimiento, packers, niples de asiento y tapones.

1. UNIDAD II
TERMINACIÓN
DE
POZOS
Prep. por: Siriam Katty Arce Rios

2. • La terminación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que,
aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo “LA
OBTENCIÓN DE HIDROCARBUROS.”
• La Ingeniería de Exploración, Ingeniería de Reservorios , Perforación y Producción
de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo
permitiendo una interacción de las ramas que conforman la INGENIERIA DEL
PETROLEO. Terminación de un pozo.mp4
INTRODUCCIÓN

3. La elección y el adecuado diseño de los esquemas de
terminación de los pozos perforados, constituyen parte
decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y
desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del
vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie
dependen de la correcta y estratégica disposición de
todos los parámetros que lo conforman, de esta manera
podría hablarse de la productividad del pozo en función
de la terminación que incluye un análisis de sus
condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que
justifique su existencia.
OBJETIVO

4. • La terminación de un pozo permite habilitar el mismo a producción para lo cual se debe
programar con anterioridad la instalación del fondo del pozo. Tomando en consideración:
 La profundidad del pozo
 Presiones esperadas
 Caudales de producción.
• Dependiendo del tipo de fluido que se producirá y la característica de la formación productora el
tipo de completación será diferente. Por ejemplo un pozo que produce gas natural y la formación
tiene buena permeabilidad no es necesario la instalación de bombas.
Como programar la terminación de un pozo

5.  Instalación y cementación de las cañerías de revestimiento.
 Terminación del pozo.
 Instalación del cabezal de pozo.
 Instalación del equipo de bombeo.
Etapas para la terminación convencional de un pozo:

6. INSTALACION DE CAÑERIAS DE REVESTIMIENTO (CASING)
• La instalación de las cañerías de revestimiento es una parte importante del proceso de
perforación y terminación de pozos.
• Al tener la cañería de revestimiento instaladas en el pozo permite que no existan
filtraciones de petróleo o gas y también tienen como función aislar el pozo de la
formación. Otras de las funciones principales son:
 Mantener las paredes del pozo.
 Proteger formaciones del lodo de perforación
 Prevenir la comunicación entre estratos productores de hidrocarburos y estratos
productores de agua
 Controlar presiones y fluidos de las diferentes formaciones.

7. SECUENCIA DE LAS CAÑERIAS DE REVESTIMIENTO
Caño guía
Es la primera cañería que se instala en el pozo. La profundidad de esta
tubería es variable de 20 a 50 pies, su diámetro es de 16 a 20 pulg. Esta
diseñada para soportar presiones relativamente bajas.
Cañería Superficial
Puede tener una profundidad de cientos de pies hasta 2000 pies y el
diámetro es menor al del caño guía.
Sus funciones de estas tuberías son:
- Proteger los depósitos de aguas existentes cerca de la superficie
- Conducir el fluido de perforación a superficie
- Proteger el pozo de daños durante el trabajo de perforación

8. Cañería intermedia
Esta sección de cañería es generalmente la más larga encontrada en el
esquema del pozo.
La función principal es minimizar los problemas que puedan que puedan
afectar al pozo. Estos problemas incluyen:
Presiones y temperaturas anormales.
Depósitos de aguas salinas que contaminan el pozo
Zonas donde se presenta perdida de circulación
Cañería de Producción
Esta tubería se instala al final y es la sección mas profunda de todas las
cañerías. Tiene la función de :
Transportar hidrocarburos y otros fluidos de formación
Prevenir reventones permitiendo sellar las formaciones si de alta presión.
Liner

9. CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES DE ACUERDO A LAS
CARACTERISTICAS DEL POZO
Básicamente existen diversos tipos de terminación de acuerdo a las
características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:
 Terminación con Agujero Abierto.
 Terminación con cañería baleada.
 Terminación múltiple.
 Terminación con grava.

10. TERMINACIÓN A AGUJERO ABIERTO
Este tipo de terminación se realiza en zonas donde la formación está altamente
compactada, que no colapsaran cuando el pozo sea puesto en producción
Consiste instalar la cañería hasta el tope de la zona de interés, para dejar una
sección del pozo expuesta sin ningún tipo de protección . Este tipo de
terminación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se
espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la
formación.
Ventajas
Se elimina el costo de cañoneo.
La formación es libre de producir directamente dentro del pozo sin restricciones
de cemento, grava, etc. Este tipo de método puede maximizar el caudal de
producción.
Desventajas
Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua
viene de la zona inferior.
Las formaciones menos consolidadas pueden colapsar dentro del pozo y restrigir
la producción de fluidos.

11. TERMINACIÓN CON CAÑERÍA BALEADA
Es el tipo de terminación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco
profundos, como en pozos profundos. Consiste en correr y cementar la cañería hasta
la base de la zona objetivo, la cañería se cementa a lo largo de todo el intervalo,
baleando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación
entre la formación y el hueco del pozo.
Ventajas
La producción de hidrocarburo es fácilmente prevenida y controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El pozo puede ser profundizable.
Permite llevar a cabo terminaciones adicionales como técnicas especiales para el
control de arena.
Se adapta a cualquier tipo de levantamiento artificial.
Desventajas:
Los costos de baleo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.
Requiere buenos trabajos de cementación.

12. TERMINACIÓN MULTIPLE
La terminación múltiple es realizada cuando se desea producir
simultáneamente hidrocarburo de dos o mas formaciones sin que estas se
mezclen.
Para lograr esta separación entre las formaciones son utilizados los packers.
Ventajas
Permite la producción de hidrocarburos de mas de una zona
Incrementa el rango de producción
Previene que diferentes reservorios se comuniquen por el mismo pozo.
Desventajas
Su costo es elevado en comparación a terminaciones convencionales y su
tratamiento requiere gastos elevados.
Se corre el riesgo de a través de los packers.

13. TERMINACIÓN CON GRAVA
La terminación con grava esta diseñada para la producción en áreas donde
se tiene cantidades grandes de areniscas no consolidadas. Estas
terminaciones son diseñadas para permitir el flujo de hidrocarburos hacia
el pozo pero al mismo tiempo prevenir que la arena ingrese al pozo
causando complicaciones .
El método mas común para solucionar este problema es el uso del sistema
del filtrado. Agregando una capa de grava diseñada para retener las
partículas de arena se previenen problemas que trae consigo la producción
de arena.
Ventajas
Control de formaciones no consolidadas
Altos rangos de producción
Desventajas
No existe buena separación entre zonas productivas.
El tratamiento y estimulación de la zona productiva son complicadas.

14. TERMINACIÓN DE POZOS
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos
sencillos hasta arreglos muy complicados.
TUBERIAS DE PRODUCCIÓN
Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la
superficie.
Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los
grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y
costosos que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos.
Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American
Petroleum Institute (API). La conexión API "NU" (NOT-UPSET), que consta de una rosca de
10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería "EUE"
(EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es
ideal para los servicios de alta presión.
ARREGLO SUBSUPERFICIAL DE PRODUCCIÓN

15. PACKERS DE PRODUCCIÓN.
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello
entre la tubería productora y la cañería de producción, a fin de evitar el
movimiento de fluidos fluido a la presión diferencial sobre y debajo
del punto sellado. Estos packers son utilizadas bajo las siguientes
condiciones:
- Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo
condiciones de alta producción o presiones de inyección.
- Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos
corrosivos.
- Para aislar perforaciones o zonas de producción en terminaciones
múltiples.
- Para proteger la cañería del colapso, mediante el empleo de un fluido
sobre la packers en el espacio anular entre la tubería de producción y
la cañería.

17. TIPOS DE PACKERS
Los diferentes tipos de packers pueden ser agrupados en clases principales; luego se pueden subdividir de
acuerdo a métodos de asentamientos. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes –
Recuperables.
Packers recuperables.
Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se
pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente.
Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería.
Packers de Compresión.
Se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre el packers y se recupera
tensionando. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de
baja presión.
Packers recuperables de tensión:
Se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego
tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar
la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas
vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones
diferenciales moderadas. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en
pozos someros.

18. Packers recuperables de compresión – tensión.
Se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No
se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto
pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para
recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia
la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión
y actúan como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de
agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que
elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la
tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se debe a que
como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de
partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar
cualquier trabajo de rotación.

19. PACKERS PERMANENTES.
Estos se pueden correr con la tubería de producción y en
caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-
450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en
utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería
de producción. Una vez asentada el packer, se desasienta el
asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería
de producción. Los paker permanentes se pueden
considerar como una parte integrante de la cañería, ya que
la tubería de producción se puede sacar y dejar el packer
asentado en la cañería. Usualmente para destruirla es
necesario perforarlo, por lo que frecuentemente se
denomina “packer perforable”.

20. Para la selección de packer es necesario considerar diversos factores tanto técnicos como económicos.
Generalmente, se escoge el packer menos costoso que puede realizar las funciones para la cual se selecciona.
Sin embargo, el costo inicial del packer no debe ser el único criterio de selección. Es necesario tomar en cuenta
los requerimientos presentes y futuros de los pozos, por ejemplo, los packers más económicos son
generalmente las de compresión y las de tensión. Las packers hidráulico suelen ser las más costosos. Es
necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Los packers con sistemas complejos para
el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, los packers recuperables que se liberan
con simple tensión son deseables en muchos casos.

21. Niples de asiento selectivo
Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión
interna. Las ventajas de este tipo de niple son:
Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
Permite probar la tubería de producción.
Permite colocar válvulas de seguridad.
Permite colocar reguladores en fondo.
Permite colocar empacaduras hidráulicas.
Niples de asiento no selectivo
Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto
más profundo de la tubería de producción.
NIPLES DE ASIENTO
Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el
pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un
dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento
están disponibles en dos tipos básicos que son:

22. TAPONES RECUPERABLES
Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de
realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen tres tipos
básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubería
de producción. Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son capaces
de soportar presión.
Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido descendente.
Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.
Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de operación.
Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un pozo,
debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las operaciones con equipos
de superficie

23. MANDRILES CON BOLSILLOS LATERALES
Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas,
en la tubería de producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril
estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está
comunicado con la tubería de producción. En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería
de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular..

24. Camisas deslizables
Las camisa deslizables son ventanas en el tubing y sirven para comunicar o aislar
el interior con el espacio anular entre el tubing y el casing de producción. Son
dispositivos de circulación que contiene interiormente una camisa deslizable que
se abre o cierra con un equipo de cable.

25. Se efectúa este sistema el año 1932, el objetivo de su uso es interconectar una formación de hcb.
con el pozo. El cual se encuentra a la fecha con un amplio conocimiento en cuanto a potencia y
penetración. Entre los equipos de perforación más empleados tenemos:
a) Perforadores a bala
b) Perforadores a Jet
c) Perforadores a Jet Convencionales a través del tubing
d) Perforadores hidráulicos, etc.
Baleos o punzados

26. Baleo es el proceso de hacer hoyos a través de la
tubería de revestimiento hasta la formación.
Esto provee de comunicación desde un yacimiento
petrolífero hasta la tubería de revestimiento, lo que
permite que el fluido de la formación fluya dentro
del hoyo.
Originalmente, las perforaciones eran hechas con
balas y algunas pistolas de balas aún se encuentran
en uso para formaciones suaves. Ahora la mayor
parte de las perforaciones se hacen con cargas de
inyección.

27. INSTALACIÓN DEL SUPERFICIAL
CABEZAL DEL POZO
Consiste en una pieza de equipo montada en la abertura del pozo y sirve para
monitorear la extracción de fluidos, previene la fuga de hidrocarburos y
previene reventones debido a altas presiones. Estos soportan presiones de
20000 PSI. Consiste de 3 partes que son:
CABEZAL DE CAÑERIA
Consiste en piezas pesadas que proporcionan un sello entre cañería y la
superficie, soportan la columnas de cañerías instaladas en el pozo. Esta pieza
generalmente contiene un mecanismo de mordaza que asegura el sello entre el
cabezal y la cañería.
CABEZAL DE TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
Es similar al cabezal de la cañería. Proporciona un sello entre la tubería de
producción y la superficie. Este cabezal esta diseñado para permitir el flujo
fuera del pozo de forma controlada.

29. ARBOL DE VÁLVULAS
Es una pieza de equipo que es montada sobre los cabezales anteriormente descritos y contiene tuberías y
válvulas que sirven para controlar el flujo de hidrocarburos y otros fluidos. Generalmente contiene varias
ramificaciones parecidas a las de un árbol, es la parte mas visible de un pozo y permite regular la
producción del pozo.

30. ESTIMULACIÓN DE POZOS
Los pozos productores se pueden dividir en aquellos que producen por surgencia natural y los que tienen
instalado algún sistema de extracción artificial. Los pozos surgentes son aquellos que surgen por su propia
energía natural y los que están bajo extracción artificial los que son asistidos para elevar a superficie su
producción.
PRODUCCIÓN PRIMARIA
- Bombeo Centrífugo Electrosumergido
- Bombeo Hidráulico
- Bombeo por Cavidad Progresiva (PCP)
- Extracción Plunger Lift
- Bombeo Mecánico Alternativo
- Extracción por Gas Lift
Todos éstos sistemas están estandarizados bajo normas internacionales, y funcionan perfectamente bien, cada uno en el
pozo que tenga las condiciones adecuadas

31. El Bombeo Centrífugo Electrosumergido
Se ha desarrollado un incremento de la recuperación asistida por
la necesidad de la extracción de grandes volúmenes, permitiendo
con mucha facilidad la instalación de éstas bombas de
profundidad, impulsadas por motores eléctricos sumergibles.
Posibilita mantener la columna de producción del pozo en forma
estática o dicho de otra forma sin movimiento permitiendo
además su funcionamiento en posición inclinada u horizontal y
con posibilidades de extraer volúmenes importantes. Se trata de
una serie de pequeñas etapas de bombeo centrífugo, cuya
cantidad dependerá de la altura de elevación necesaria.

32. El Bombeo Hidraúlico
Realmente es mecánico con una bomba instalada
en el fondo del pozo que es accionada por un motor
hidráulico, aplicable a ciertos yacimientos que
producen petróleos de buena calidad.
Tiene ventajas y desventajas y necesita una planta
en superficie que procese y opere el petróleo
motriz que hará funcionar el motor que impulsará
la bomba.
Puede denominarse “abierto” cuando el fluido
motriz retorna mezclado con la producción, o
“cerrado” cuando el mismo retorna por una cañería
independiente.

33. Plunger lift
Es aplicable a pozos de baja o muy baja producción con relaciones
de gas petróleo relativamente altas y/o muy rápida recuperación
de presión y se compone de una columna de tubing donde se
instala un pistón similar a una copa de pistoneo.
El sistema, equipado con una o más válvulas que operan por
diferencia de presión o tiempo de tal manera que el pistón sube
impulsado por la fuerza que ejerce la presión del pozo y baja por
gravedad, regulándose los ciclos.

34. Bombeo por Cavidad Progresiva (PCP)
Se instalan en pozos con cualquier calidad de fluido a
extraer y permite también el manejo de importantes
cantidades de impurezas.
Componen la bomba, una camisa de material similar
a la goma con un rotor que genera el movimiento de
una cavidad a lo largo de la bomba desde abajo hacia
arriba, por rotación.
La rotación es imprimida de superficie por un motor
con una caja reductora y se trasmite por un sistema
común de varillas de bombeo. La limitación más
importante que tienen es la profundidad máxima de
instalación.

35. Bombeo Mecánico Alternativo
Si bien en Bolivia no es el más utilizado debido a la características
de los pozo, surgentes y productores de gas y condensados, el
sistema está muy generalizado en el mundo entero por su
versatilidad, cubriendo una amplia gama de necesidades, (tanto
que el 85 % de los pozos que producen lo hacen por éste método).
El mercado ofrece todos los elementos necesarios para producir
desde unos litros hasta grandes volúmenes diarios.
Consiste en una bomba con pistón que se baja por dentro de la
tubería de producción y se asienta, con un elemento especial, en
la profundidad elegida. La bomba es accionada desde la superficie
con una columna de varillas por la que se trasmite un movimiento
alternativo. Este movimiento de vaivén lo genera un equipo,
combinación de biela manivela, denomina Aparato Individual de
Bombeo.

36. Gas Lift
O de “surgencia asistida”, se puede aplicar en ciertos pozos de
yacimientos que dispongan de gas y si bien ofrece bajos costos
operativos tiene limitaciones en las condiciones del pozo.
Consiste en inyectar gas a presión en la tubería para alivianar la
columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie.
Se baja una cañería de producción equipada con válvulas
laterales a modo de “bolsillos” colocadas en diferentes
profundidades que conectan el espacio anular con el interior del
tubing de producción.
Por estas válvulas, que se abren y cierran en forma automática
de acuerdo a la presión de inyección, ingresa el gas inyectado al
interior del tubing alivianando la columna y provocando un
efecto similar a la surgencia natural.

37. PRODUCCIÓN SECUNDARIA
• POZOS INYECTORES DE AGUA
Un pozo en el que los fluidos se inyectan
en vez de producirse, siendo el objetivo
principal mantener la presión de
yacimiento.

38. • POZOS INYECTORES DE GAS
Un pozo en el que los fluidos se inyectan
en vez de producirse, siendo el objetivo
principal mantener la presión de
yacimiento.
El gas separado proveniente de los pozos
de producción o posiblemente el gas
importado puede ser reinyectado en la
sección superior de gas del yacimiento.

39. RECUPERACIÓN TERCIARIA
Son las técnicas empleadas para aumentar la capacidad de producción de un pozo
mediante procesos químicos o mecánicos sobre un reservorio. Existen tres técnicas de
estimulación:
- Tratamientos con químicos; se emplean algunos productos químicos para limpieza
cuando hay depósitos de asfalto en el borde del pozo. En este caso se evita la inyección
de estos químicos dentro de la formación.

40. Acidificación; Los ácidos disuelven lo
minerales. Se emplean ácidos con
aditivos para remover restos sólidos
en el borde del pozo. También se
puede utilizar para recuperar la
permeabilidad de la formación en
zonas dañadas, pero a un caudal
menor a la gradiente de fractura.
Los ácidos más utilizados son:
clorhídrico, clorhídrico-fluorhídrico,
acético fórmico y fluorbórico.
Fracturamiento; se emplean para
incrementar la producción cuando la
permeabilidad es pobre o para
recobrar viejo pozos. se inyecta dentro
de la formación, un fluido a gran
presión y con un caudal mayor de que
la formación puede absorber,
ocasionando un rompimiento a causa
de la presión que se aplica para
separar la fuerza de estrechamiento
que existe en la roca.