Apuntes de acuerdo a un examen que tuve. Espero les sirva a otros para descubrir más conceptos de la materia.

1. UNIDAD 1.
Tipos de pozos:
 De acuerdo a su dirección: Convencional y no convencional.
 De acuerdo a su función: De desarrollo, exploratorio, evaluación, inyección, desahogo y
producción.
Un pozo exploratorio se puede convertir en uno de producción, dependiendo de los
resultados.
¿Qué es la terminación de pozos? Término genérico utilizado para describir los
eventos y el equipo necesario para poner en producción el pozo, una vez que han
concluido las operaciones de perforación, entre los que se incluyen, entre otros, el
conjunto de tuberías del fondo de pozo y el equipo necesario para posibilitar la
producción segura y eficiente de un pozo de petróleo o gas.
Brote: Entrada de fluidos provenientes de la formación al pozo (gas, agua o mezclados)
y sale o se desplaza nuestro fluido de perforación (se puede manejar a voluntad con
preventores, etc)
Reventón: Flujo no controlado de fluidos del yacimiento en el pozo.
Descontrol: Brote de fluidos que no se pueden manejar a voluntad
Patada: Influjo de fluido
Factor de seguridad: Mientras más riesgo es menor este factor.
Operación sobre balance: PH>PF. Aquí se puede originar un brote por: contaminación
del lodo con gas, perdida de circulación (chupando el hoyo con la sarta de perforación,
pudiendo causar un colapso.
Operación bajo balance: PF>PH.
Enjarre: Primera prevención de un brote. Es la película que se forma en las paredes
de la formación.
TERMINACIÓN Y
MANTENIMIENTO DE POZOS

2. Obturación: Cuando se agregan materiales granulados (cascaras de nuez, pedazos
de llantas) para sellar las fisuras, ranuras o fracturas de las formaciones. Cuando el
enjarre no es suficiente.
Importancia de los lodos de perforación:
Componente más importante en la perforación.
Es un fluido preparado con materiales químicos que circula dentro del agujero por el
interior de la tubería, impulsado por bombas y finalmente devuelto a la superficie por el
espacio anular.
Principales funciones:
 Enfriamiento y lubricación de la barrena
 Estabilidad en las paredes del agujero.
 Control de las presiones de formación
 Soporte sustantivo del peso de la sarta de perforación.
 Suspensión de cortes y sólidos al interrumpir la perforación
 Transmisión de la potencia hidráulica a la barrena
Importancia de la densidad del lodo de perforación:
 La presión hidrostática está en función de la densidad del lodo y la profundidad, por lo
que una densidad adecuada ayuda a mantener o soportar la presión de formación y así
evita el flujo de los fluidos de la formación hacia el pozo.
 El aumento de la densidad del lodo conduce a una reducción del peso total que debe
soportar el equipo de superficie, ya que mientras más profunda sea la perforación es
mayor este peso, y de acuerdo al principio de Arquímedes, al estar la tubería sumergida
en el lodo de perforación recibe un empuje hacia arriba, pero este empuje depende
tanto de la profundidad como de la densidad de nuestro lodo.
Densidad de lodo baja: Más barato, mayor velocidad de penetración
Exceso de densidad: Cuando se aumenta la densidad de manera inadecuada puede
ocasionar pegadura de la sarta de perforación, reduce la velocidad de penetración y
puede ocasionar la fractura de la formación.
Debe llenarse el espacio anular de lodo antes de que la presión hidrostática de la
columna cause una disminución de 5kg/ 𝑐𝑚2
o 71 lb/𝑖𝑛2
, cada 5 lingadas.
No se debe dejar de bombear lodo (circular)
Perdidas de circulación:
1. Perdidas naturales: Se recomienda usar la densidad mínima necesaria, más sólidos,
mantener la reología plasticidad del lodo, disminuir la presión, no aumentar la presión
de manera brusca.
2. Perdidas mecánicas o inducidas.

3. Reología: Estudio de la manera en que la materia se forma, deforma o fluye.
“deformación y flujo de la materia”. Relación entre el esfuerzo y velocidad de corte y su
impacto en las características del flujo.
Presas: Contenedores de lodo, donde se pesa el lodo de perforación, se bombea a la
saranda para quitar los solidos o se manda al separador para desgacificar.
Si no se tiene el ritmo de circulación adecuado, la presencia de gas aumenta
porque no tiene la circulación necesaria.
¿Cómo se reduce la falta o perdida de circulación?: Emplear la densidad mínima y
mantener un mínimo de sólidos en el pozo.
Sólidos: Recortes de la formación.
Aunque no estemos perforando debemos tener a la tubería rotando porque puede
atraparse por los recortes.
Cuando estamos perforando: Aumento de la presión de bombeo, aumento de las
emboladas, y aumenta la presión hidrostática y el lodo fluye mejor en el espacio anular.
Indicadores de brote: Observar el pozo, niveles de presas, perdida de fluido, también
cuando se tiene flujo de fluido y no se está perforando.
Sondeo: Cuando se saca la tubería más rápido que la velocidad en la que estamos
perforando.
Métodos de control de pozo
1. Método del perforador: Es el más usado. Se realiza un aumento de bombeo.
 ¿Cuándo se usa el método del perforador?: Cuando el brote es por causa de gas,
por succión SWAB cuando se saca la sarta, cuando hay densificado, cuando el equipo
y personal son limitados.
 Desventaja: Más tiempo para matar el pozo.
 Procedimiento:
 Cerrar el pozo.
 ¿Qué tipo de brote es?
 Estabilizar presiones
 Circular el fluido de perforación hasta la tasa de matar, densificando escaladamente.
 Válvula de estrangulación para una presión constante en la TR.
 Verificar que la presión de bombeo sea igual a la presión inicial de circulación.
 Se ajustan presiones con la válvula estranguladora
 Se continúa circulando el fluido
 Se reduce la presión de bombeo
 La densidad del fluido va recuperando la presión hidrostática.
 Se grafica las presiones contra emboladas.

4.  Monitorear el fluido y la presión de circulación
 Circular el fluido hasta que se extraiga la barrena.
 Una vez extraída la barrena, se debe confirmar presiones, principalmente la presión
hidrostática.
 Ya que el fluido de matar retorna a la superficie se abre la válvula estranguladora para
ver si las presiones están adecuadas.
 Se abre el BOP
 Se continúa perforando.
2. Método de esperar y densificar: Controla el brote más rápido, todas las presiones se
mantienen internas.
 Necesitamos: Mejores o más presas, más personal, más supervisión.
 Procedimiento:
 Calcular la densidad del fluido que vamos a controlar y contener. (se densifica al inicio)
 Cerrar pozo
 Aumentar lentamente la velocidad de bombeo
 Verificar correcta presión inicial
 Gráficos
 Emboladas
 Checamos presión
 Abrimos pozo
Presión inicial = presión de circulación
Mantener la presión
 Cálculos: Presión de circulación inicial, Presión de circulación final (la presión que llega
a la saranda debe ser igual a la calculada), volumen, emboladas y tiempo de
emboladas, gráficas de presiones y tiempos de circulación.
3. Concurrente combinado o densificar lentamente: Casi el mismo procedimiento que
el anterior solo que “se densifica el fluido lentamente mientras vamos circulando” Se le
va agregando sacos de barita.
4. Método volumétrico: Para controlar el pozo hasta que se pueda implementar un
método de matar. Controla la presión y fluido que aporta la formación.
 ¿Cuándo se usa el método volumétrico?: Cuando la sarta está obstruida, cierre de
pozo, cementación, en pozos de producción o inyección, en operaciones submarinas.
La presión de TR se mantiene 30 min, si el influjo es mínimo NO se usa el método
volumétrico. Si continua aumentando SI se aplica el método volumétrico.
 Los métodos de control de pozo más usados en México son: El método del
perforador, Método de esperar y densificar, concurrente combinado o densificar
lentamente y el método volumétrico.
Ley de Boyle: La presión y el volumen son inversamente proporcionales entre si a
temperatura constante.
Relación entre presión y volumen (p y v de un gas)

5. Si la presión se expande, el volumen baja
P1*V1=P2*V2
Si nuestra p1 y v1 es igual a p2 y v2 vamos a poder mantener
Terminación
¿Qué es la terminación de un pozo?: Sistema de procesos y/o accesorios que se
instalan dentro del pozo con el objetivo de conducir o inyectar fluidos de las formaciones
a la superficie o viceversa. Proceso operativo que se inicia después de cementar.
Tipos de producción: Optima (producción al menor costo) y Máxima (se extrae la
mayor cantidad de HC)
Nodo: Donde convergen las presiones del pozo.
Análisis nodal: Referencias de las presiones que va a soportar la tubería.
Determinar que tipo de terminación usar: Deberá diseñarse de acuerdo a la
información recaudada en la perforación.
 Muestras de canal: los recortes de perforación (de la temblorina)
 Muestra núcleo: recorte grande
 PVT
Para el mejor aparejo de producción.
Propósito de la terminación de pozos: Prepararlo y acondicionarlo para producción
optima del pozo a menor costo, empleando lo necesario de acuerdo a las características
del yacimiento.
Fluido empacador: Está entre la T. P. y la T.R. desde el empacador hasta el cabezal.
Disipa el calor. En algunos casos el fluido empacador se puede usar como fluido
de terminación.
Fluido de terminación: Sale junto con el HC, se encuentra en el intervalo productor al
momento de los disparos.
Diferencia entre el fluido empacador y el fluido de terminación: Los de terminación
están adentro al momento de los disparos y el empacador está en el espacio anular
durante la vida productiva del pozo.
Empacador: evita el paso de fluido.
Años 20 inicia la técnica de terminación
Primeras terminaciones: Se hicieron en agujero descubierto, porque son más
económicas, sin TR, cuando había más gas que aceite. Pero ya están descontinuadas,
ya casi no se usan.
Terminación con tubería cementada: Susceptibles a causar daños a la formación

6. Terminación con TR perforada: Ofrece mayores oportunidades de reparaciones,
Actualmente de las mejores.
Puntos a saber para proponer un tipo de terminación: Muestra de canal, núcleo,
tipo de perdidas, características petrofísicas de la formación, edad geológica,
características de los fluidos, zonas de derrumbe de lutitas hidratantes.
1. Terminación de explotación: Acondicionamiento del primer pozo perforado en un
nuevo campo. Probable productor de HC.
2. Terminación de desarrollo: Acondicionamiento de los demás pozos perforados a
diferentes profundidades después del primero en un nuevo campo o en otros ya
probados, productores de aceite o gas.
Se pueden llevar de dos formas:
 Agujero descubierto: Cuando la formación productora no tiene contacto con gas o
agua.
 Agujero ademado: Sencilla, selectiva, doble y doble selectiva.
TERMINACIÓN SENCILLA CON TP EN AGUJERO DESCUBIERTO:
Ventajas:
 Rápida y menos costosa
 Grandes gastos de producción
 Tiempo de operación menor
 Favorable para aceites viscosos
Desventajas:
 La TR está en contacto con el fluido de formación
 Las presiones son ejercidas a la TR
 No se puede aplicar estimulación cuando la presión sea mayor a la resistencia de la
TR.
TERMINACIÓN SENCILLA CON TP, EMPACADOR Y ACCESORIOS EN AGUJERO
DESCUBIERTO:
Ventajas:
 Los fluidos de la formación
 La estimulación puede ser a presiones mayores
 Alto gasto para abrir la válvula de circulación.
Desventajas:
 Mayor tiempo de costo para la terminación
 Más accesorios requeridos
 Mayor dificultad de explotación con aceites viscosos

7.  Reducción más rápido del área de flujo si hay incrustaciones.
TERMINACIÓN SENCILLA CON TR Y TP FRANCA:
Ventajas:
 Es más rápida y menos costosa que cualquier otra.
 Tiempo de instalación menor comparado con los tipos
 Se puede llegar a obtener gastos de producción altos
 Favorable para aceites viscosos
Desventajas:
 TR en contacto con fluido de formación
 Las presiones ejercidas por el yacimiento son ejercidas en la TR
 No se puede efectuar estimulaciones cuando la presión es mayor a la resistencia de la
TR.
 Se requiere disparar la TR.
 Posibles daños por los disparos.
TERMINACIÓN SENCILLA CON TR, TP, EMPACADOR Y ACCESORIOS.
Ventajas:
 La presión de los fluidos de la formación no afecta la TR.
 En estimulaciones se puede usar presiones mayores.
 Se requiere alto gasto y se puede abrir la válvula de circulación.
Desventajas:
 Se requiere mayor tiempo y costo para la terminación.
 Más accesorios requeridos.
 Mayor dificultad.
 Mayor dificultad de explotación en aceites viscosos
 Se reduce más rápido el área de flujo si hay incrustaciones.
 Se requiere disparar la TR
 Posibles daños por los disparos.
TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS EMPACADORES Y TR.
Ventajas:
 Se pueden explotar dos intervalos productores simultáneamente.
 Recomendable para pozos de difícil acceso.
Desventajas:
 Se lleva mayor tiempo en la terminación debido a la cantidad de herramientas que se
deben introducir.

8.  Los disparos deben de hacerse con el fluido de perforación y conexiones provisionales.
 Mayor costo.
TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES. (Ejem: Cuando
tenemos hidrocarburos distintos, aceite ligero y aceite pesado, o gas y aceite)
Ventajas:
 puede explotar simultáneamente dos intervalos independientes
 Si se desea se puede cerrar la producción de alguno de los intervalos
Desventajas:
 Mayor tiempo en la terminación
 Se tiene que disparar con fluido de perforación
 Se tienen conexiones superficiales provisionales para tener los dos intervalos listos.
 Mayor problema de inducción.
Disparos: Pólvora, balines, Depende del tipo de flujo, se recuperan, se bajan por un
cable.
OTROS TIPOS DE TERMINACIÓN
1. Sistema de bombeo eléctrico: Cuando las condiciones son optimas para conducir
altos volúmenes de líquidos con bajo relación gas petróleo.
Las terminaciones son distintas. El pozo inyector no tiene la misma terminación
que el pozo de producción
2. Con bombeo neumático: Método de elevación del gas, basado en la energía del gas
comprimido dentro del espacio anular. Puede ser aplicado por un orificio en la TP, se
pueden colocar válvulas de inyección de gas que van en la TP /válvula operada por
presión balanceada. Operada por presión desbalanceada y válvula de flujo continuo).
Aparejos de bombeo neumático: sencillo, sencillo selectivo, doble terminación, doble
selectivo.
En instalaciones eléctricas. Los HC en la TP son desplazados por el gas.
Bombeo neumático de flujo continuo e intermitente: Para pozos con muy buenas
instalaciones.
 Sistema de bombeo neumático semi cerrada: lleva un empacador. Se usa mucho
para bombeo neumático intermitente.

9. 3. Bombeo electro centrífugo:
Sis. De instalación cerrada es igual al semi cerrado, diferencia: se le coloca una
válvula de pie al principio de la TP. La válvula de pie ayuda a que la presión del
gas dañe la presión, para que el gas con se contra presione con la formación.
4. EL MÁS CONOCIDO Y EL MÁS USADO: Terminación con sistema de bombeo
mecánico. Es el que generalmente se utiliza como la ultima parte de la vida productiva
del pozo. Tipos:
 Sistema de bombeo mecánico clase 1 clase 3, y unidad mark 2.
 Partes del bombeo mecánico. Bomba superficial, unidad superficial, varilla de succión,
válvula viajera, válvula de pie, coples de varilla, manivela,
Cambio de preventores al árbol de válvulas: Válvula check o tormenta.
Válvula Check: Las válvulas anti-retorno, también llamadas válvulas de retención,
válvulas uniflujo o válvulas check, tienen por objetivo cerrar por completo el paso de
un fluido en circulación -bien sea gaseoso o líquido- en un sentido y dejar paso libre
en el contrario. Tiene la ventaja de un recorrido mínimo del disco u obturador a la
posición de apertura total.
Válvula de Tormenta: Una válvula de fondo de pozo que opera con la velocidad
del fluido y se cierra cuando el flujo de fluidos del pozo excede los límites prefijados.
Precursores de las modernas válvulas de seguridad controladas desde la superficie,
los estranguladores de tormenta se utilizaban en las aplicaciones marinas como
dispositivos de contingencia en caso de falla catastrófica de las instalaciones de
superficie durante una tormenta o un huracán.

11. Bomba centrifuga sumergible
Terminación con bombeo neumático
Método de elevación con gas (gas comprimido)
Sencillo
Sencillo selectivo
Doble selectivo