Tema2 herramientas de terminacion

HERRAMIENTAS DE COMPLETACION UDABOL
diplomado en producción petrolera 1
CAPITULO I
INTRODUCCION
1.1. Introducción
Las tareas de competición en más de una formación, se conocen como
terminaciones múltiples. Las ventajas de las terminaciones múltiples incluyen una
más alta velocidad de drenado del yacimiento a menor costo y tiempo más reducido
de exposición a contaminación. Los ingenieros han diseñado muchos tipos de
terminaciones de pozo. Estas pueden ser tan simples como producir directamente
a través de pozo abierto, o tan complicadas como resultan las terminaciones
múltiples a grandes profundidades submarinas. Algunos tipos de terminaciones
resultan excelentes en algunas áreas y por demás inadecuadas en otras. Hoy en
día, las terminaciones no son tan sencillas, y deben comprenderse en profundidad
para poder planificar cualquier trabajo de reparación. Un buen trabajo de
terminación debe respetar todas las regulaciones gubernamentales y XVI presentar
la menor cantidad de restricciones posible al fluido producido, ser económico, libre
de problemas y requerir el mínimo trabajo de reacondicionamiento posible durante
de la vida útil de la zona productora.
1.2. Concepto
Se entiende por completación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo
después de la perforación o durante la reparación. Las operaciones de completación
del pozo consisten en el trabajo que se realiza para establecer la producción de un
pozo después de asentar el revestimiento de producción, de cementarlo y de
probarlo con presión. Las operaciones de reacondicionamiento consisten en el
trabajo realizado en los pozos después de la completación inicial, con el fin de
mantener o restaurar la productividad de un pozo.

1.3. OBJETIVOS DE LA INVESTIGACIÓN
1.3.1. Objetivo General
Analizar los diferentes tipos, criterios para la implementación, diseños
y procedimientos operacionales de completacion, tomando en cuenta
que existen diferentes herramientas que pueden mejorar la
producción de pozos de diferentes Campos.
1.3.2 Objetivos Específicos
Conocer el uso y funcionamiento de las empacaduras recuperables y
permanentes que se utilizan en pozos petroleros.
Determinar que tipos de empacaduras y tapones se usan con mayor
frecuencia en la completación de pozos petroleros.
Conocer cuales son los principios de aplicación para el uso de
empacaduras y tapones en pozos petroleros.

CAPITULO II
2.1. Características
2.1.1 Limitación del revestimiento.- A menos ID menor producción.
2.1.2 Completamiento múltiple.- Es factible.
2.1.3 Control de Producción de arena y sólidos.- Es el sistema que mejor maneja los
sólidos.
2.1.4 Control de producción.- Excelente, pruebas de pozo, de producción y temperatura.
2.1.5 Densidad.- Se entiende por el producto del peso por unidad de volumen de
una sustancia.
2.1.6 Gradiente de presión.- Es la presión ejercida por un fluido por cada pie de
peso de fluido.
2.1.7 Gravedad específica.- Es la relación de la densidad o peso específico de un
fluido, para la densidad de un fluido estándar.
2.1.8 Viscosidad.- Es una medida de la resistencia interna que tienen los líquidos
y gases para fluir libremente dentro de una tubería.

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2.2. VENTAJAS Y DESVENTAJAS
2.2.1. Ventajas
- Se puede controlar las altas presiones
- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas
- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales
- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de
arena
- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma.
- poder realizar diferentes operaciones sin parar la producción.
2.2.2 Desventajas
- 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,
- Se requiere una fuente de gas de alta presión
- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y
líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro
- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinas.
- Su diseño es laborioso
- Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies
- Costo económico considerable

2.3. Aplicación
Se aplica a todo tipo de pozo en la completación es decir diferenciando entre
completaciones parapozos horizontales y completaciones para pozos verticale.
CAPITULO lll
3.1. SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR
Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde
arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. 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.
3.2. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN.
Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería
eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de
los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas
empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:
a. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de
alta producción o presiones de inyección.

b. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.
c. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones
múltiples.
d. En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
e. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de
un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora
y el revestimiento de producción.
3.2.1. MECANISMO BÁSICO.
Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos
cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de
que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque
(gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus
componentes básicos son:
a. Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.
b. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un
producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como:
instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco.
Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando
se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta
una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma
un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta

compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la
empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la
maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su
forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas
empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del
elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando
se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes
que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y
especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).
c. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que
posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en
posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las
cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.
d. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más
simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y
pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la
tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y
puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la
empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras
recuperables.
e. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial
de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para
recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están
diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza
necesaria para asentar la empacadura.
f. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos
proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a
producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas
principales.

CAPITULO lV
Empacaduras.
4.1. TIPOS DE EMPACADURAS.
Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales;
luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de
la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la
empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes-
Recuperables.
Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria
petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en
diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.
4.1.1. Empacaduras 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. Las
empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto,
al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.
Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección
del diferencial de presión en:
4.1.1.1. Empacaduras de Compresión.
 Empacaduras de recuperables compresión: Una empacadura de
compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre
la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se
desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la
tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio

anular sobre la empacadura. Sus características particulares las hacen
apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son
principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de
baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les
incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la
empacadura.
4.1.1.2. Empacaduras de Tensión.
 Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras 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 desde
abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de
asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos
de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de
producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una
empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.
4.1.1.3. Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas
empacaduras 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,
sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas
como fluido de empacadura.
 Empacaduras recuperables sencillas y duales de
asentamiento hidráulico: El asentamiento de las empacaduras
sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre la
tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal
ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento
hidráulico, es que la tubería eductora puede ser corrida en el pozo
y el cabezal de producción instalado antes del asentamiento de la
empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas
en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería
de producción puede presentar dificultades. Las empacaduras
duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere
producir una o más arenas.
4.1.1.4. Empacaduras Permanentes.
Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con
equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los
cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento
preciso. 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 la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la
tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes
se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de
revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la

empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para
destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina
empacadura perforable.
Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.
4.2. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.
Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan en
el orificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los
niples sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de producción
sea colgada bajo tensión.
Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

4.3. SELECCIÓN DE EMPACADURAS.
Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto
técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos
costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo,
el costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es
necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para
la selección de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son
generalmente las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas
suelen ser las más costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de
reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el
asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras
recuperables que se liberan con simple tensión son deseables en muchos casos.
La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el
conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer
una selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar
que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:
a. Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes –
Recuperables).
b. Tipo de completación.
c. Dirección de la presión.
d. Procedimiento de asentamiento de la empacadura.
e. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.
La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios
mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho balance
lo que genere mayor seguridad para el pozo.

4.4. NIPLES
existen dos tipos de niples: selectivos y no selectivos
4.4.1. Selectivos: Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción
que se coloca a una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para
controlar la producción en la tubería Básicamente existen dos tipos de niples los
cuales son selectivos y no selectivos

4.4.2. No Selectivos: Niple de Asiento Selectivo: Su principio de funcionamiento
está basado en el conjunto de cerraduras que hacen juego con las llaves colocado
en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería
de producción, siempre que tengan la misma dimensión interna .
Se utiliza para Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.
Probar la tubería de producción. Colocar válvula de seguridad, reguladores de
fondo, herramientas de medición es un receptor para dispositivos de cierre. Su
principio de funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa
(NOGO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro exterior
del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño
.En el mercado, existen multiples marcas disponibles, entre ellas las OTIS, con
sus modelos X, XN ,R y RN.

4.5. Mangas: Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe
abrirse o cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o
separación de los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a producción,
matar pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples zonas .Las mangas
pueden ser utilizadas como.
MANGAS DE CIRCULACIÓN, MANGAS DE PRODUCCIÓN

4.5.1. Mangas de Circulación:
Son dispositivos que se colocan sobre la primera empaca dura. Se inyecta a través
del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de completación y aligerar
la columna de fluido existente en el pozo para crear un diferencial suficiente en el
fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en la tubería de menor diámetro y
en caso de no tener mandriles de gas-lift se pueden usar para la inyección de gas
4.5.2. Mangas de Producción
Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero nunca
frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a la manga de
producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y como
consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos.
4.6. Mandriles de Gas-Lift (LAG):

Estos forman parte de la tubería de producción y en ellos se instalan las válvulas
que servirán para realizar el levantamiento artificial por Camisa gas a las
profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería .Junta de Expansión: Es
una herramienta que esta compuesta básicamente de dos componentes principales
que son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante. Niple Junta de Madril de LAG
Expansión
4.6.1.Junta de Erosión:
Son fabricados en longitud de 10, 20 y 30 pies .Estas son corridas con la tubería de
producción y ubicadas frente a intervalo perforado. Ofrecen una protección adicional
contra la erosión por el efecto de flujo de las perforaciones de producción. On-OFF
Tool: Es una herramienta que permite el acople y desacople de Ia tubería de
producción sin comprometer Ia característica de Ia sarta de completación esto
permite desconectar a tubería sin desasentar Ia empacadura.

4.6.2. Tapón Expulsable por Bombeo
Es utilizado en las completaciones donde se utilizan empacaduras de asentamiento
hidráulico, asi como también con las empacaduras mecánicas donde sea necesario
probar Ia sarta de completación .Usos Para taponear provisionalmente las sartas de
completación o tubería .Permitiendo probar Ia misma y/o asentamiento de la(s)
empacadurashidráulicas.Medidas2—3/8” 2—7/8”, 3—1/2”, 4—1/2”, segun
requerimientos del cliente.
4.7. Guía de reentrada de guaya fina
Compone la parte baja de la tubería de ,se utiliza para el reingreso seguro de las
herramientas de líneas de acero del casing hacia interior de la tubería de producción
Esta diseñada con una guía biselada y de diámetro interno amplio W.E.G

CAPITULO V
HERRAMIENTAS DE COMPLETACION
5.1. Equipos adicionales para la producción
 Definición.- son aquellos que se bajan con guaya y se instalan a la tubería
de producción; los cuales permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento
sub-superficial, sin tener que parar el pozo o sacar la tubería de producción.
También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el
subsuelo.
El objetivo final de toda completación de un pozo consiste en producir los fluidos
desde el yacimiento y transportarlos hasta la superficie en forma segura, eficiente y
económica.
La integridad de una completación depende de que se haya realizado un buen
trabajo de cementación ya que, de lo contrario, es probable que surjan
inconvenientes desde un principio. Es evidente que el diseño de la completación
deberá estar de acuerdo con el tipo de yacimiento, el mecanismo de drenaje, las
propiedades del fluido, la configuración del pozo y cualquier otra complicación que
pudiera existir, como por ejemplo la producción de arena o el depósito de parafinas.
Los trabajos con equipos de producción se realizan con guaya fina, la cual permite
lo siguiente:
5.1.1. Taponar la tubería de producción para:
 Reparar o reemplazar el cabezal de producción
 Probar fugas en la tubería de producción
 Hacer producción selectiva, a través de una camisa deslizante.
 Permitir la bajada de un cañon en un pozo de alta presión.

5.1.2. Circular el pozo sobre la empacadura para:
 Matr el pozo, desplazando el fluido contenido en la tubería de
producción por otro de mayor densidad.
5.1.3. Colocar válvulas de seguridad subsuperficiales.
5.1.4. Colocar equipo especiales, tales como:
 Estranguladores de fondo.
 Reguladores de fondo.
 Válvulas de levantamiento artificial por gas.
5.2. Tapones recuperadores de eductor.
Definición.- son empleados para taponar la tubería de producción y tener la
posibilidadde realizar así trabajos de mantenimiento y recuperación sub-superficial.
Existen tres tipos básicos de tapones
recuperables, los cuales son
asentados en niples o en tuberías de
producción o eductor y recibir así
presión por encima, por debajo o en
ambas direcciones, bajo condiciones
de operación.
Los tapones ¨X¨, ¨XN¨, ¨H¨ están
diseñados para bloquear una presión
superior e inferior, el cual es colocado
con un equipo de Wire Line.
Cada perfil de tapones están
diseñados para ser asentados en
niples que tengan el mismo perfil que
tenga el tapón

5.2.1. El tapon tipo ¨E¨.- Es asentado
en un niple de asiento ¨E¨.
Su funcionamiento operativo es
taponar, y aislar arenas productoras
de otras.
5.2.2. El tapón ¨X¨.- también puede
ser usado en las camisas de
circulación de tipo ¨X¨ para detectar
cualquier juga que pueda existir en la
camisa
5.3. Válvulas de seguridad.-
5.3.1 Válvulas de seguridad de
control superficial
Se llaman también válvulas de tipo
hidráulica y cumplen la función de
cortar el flujo una vez recibida una
señal automática o manual desde la
superficie.
El método de control puede definir,
pero el principio consiste en aplicarle
presión desde fuente ubicada en la
superficie, para mantener la válvula
abierta; debe mantenerse una presión
de 4000 psi a través de la línea de
control para que esté completamente
abierta.

5.3.2. Válvulas de seguridad de
control sub-superficial.-
son aquellas que su función de
cierre del flujo cuando existe una
variación en las condiciones de
fondo, sin que se requiera ninguna
fuente emisora de señal en la
superficie.
Existen dos tipos de válvulas:
 Válvula de seguridad operada por presión
 Válvula de seguridad diferencial
5.4. Definiciones de términos y variables
Definimos en este apartado alguno de los términos y variables que se utilizarán en
esta nota técnica.
5.4.1. Válvula de seguridad:
Ese dispositivo empleado para evacuar el caudal de fluido necesario de tal
forma que no se sobrepase la presión de timbre del elemento protegido.
5.4.2. Presión de tarado:
Es la presión a la cual abre la válvula.

5.4.3. Sobrepresión:
Es el incremento de presión que se produce por encima de la presión de
tarado estando la válvula completamente abierta.
5.4.4. Presión de cierre:
Es aquella presión a la cual se cierra la válvula una vez desaparecida la
causa que motivó su apertura.
5.4.5. Escape:
Es la diferencia existente entre la presión de tarado y la de cierre.
5.4.6. Presión de precinto:
Es la presión a la que están tarados los elementos de seguridad que protegen
el aparato o sistema.
También se denomina "timbre" cuando se refiere a la presión máxima de
servicio y es la que limita el propio sistema de seguridad.
5.4.7. Presión de servicio:
Es la presión normal de trabajo del aparato o sistema a la temperatura de
servicio.
5.4.8. Presión máxima de servicio:
Es la presión más alta que se puede dar en el aparato o sistema en
condiciones extremas de funcionamiento del proceso. Es el máximo valor
efectivo de tarado de la válvula de seguridad.
5.4.9. Temperatura de diseño:
Es el valor de la temperatura que se toma para el cálculo del espesor del
aparato en condiciones severas de funcionamiento.

5.4.10. Temperatura de servicio:
Es el valor de la temperatura alcanzada en el interior del aparato o sistema
en condiciones normales de funcionamiento a la presión de servicio.
5.4.11. Temperatura máxima de servicio:
Es el máximo valor de la temperatura que se estima puede producirse en el
interior del aparato o sistema en condiciones extremas de funcionamiento.
5.4.12. Temperatura mínima de servicio:
Es el mínimo valor de la temperatura que se estima pueda producirse en el
interior de Las NTP son guías de buenas prácticas. Sus indicaciones no son
obligatorias salvo que estén recogidas en una disposiciónnormativa vigente.
A efectos de valorar la pertinencia de las recomendaciones contenidas en
una NTP concreta es conveniente tener en cuenta su fecha de edición.
5.5. Tipos de válvulas
5.5.1. Según su elevació
5.5.1.1. Válvulas de seguridad de apertura instantánea:
Cuando se supera la presión de tarado la válvula abre repentina y
totalmente.
5.5.1.2. Válvulas de alivio de presión:
Cuando se supera la presión de tarado, la válvula abre proporcionalmente
al aumento de presión.

5.5.2. Según su actuación
5.5.2.1. Válvulas de actuación directa:
Son válvulas cargadas axialmente, que al alcanzar la presión de tarado
abren automáticamente debido a la acción del fluido a presión sobre el
cierre de la válvula.
5.5.2.2. Válvulas de actuación indirecta:
Son válvulas accionadas por piloto. Deben actuar debidamente sin ayuda
de ninguna fuente exterior de energía.
5.5.3. Según su agrupación
5.5.3.1. Válvulas de seguridad sencilla:
Son las que alojan en su cuerpo a un solo asiento de válvula.
5.5.3.2. Válvulas de seguridad dobles o múltiples:
Son las que alojan en su cuerpo dos o más asientos de válvulas.
5.5.4. Según su conexión
5.5.4.1. Embridadas.
5.5.4.2. Roscadas.
5.5.4.3. Soldadas.
5.6. Elementos

Algunos de los elementos más importantes presentes en las válvulas de seguridad
se representan en la figura siguiente.
5.7. CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD)
Aunque no es propiamente o especificamnete una herramienta de completacion ni
consta en los diagramas de completacion de los pozos, y además es dejando
armado por el personal de perforación luego de terminar la perforación y revestir el
hueco, se lo ha incluido en esta categoría porque en la practica lo ultimo que se
hace luego de armar y bajar la completacion definitiva del pozo, es dejar armado el
árbol de navidad de la misma manera que se lo encontró antes de intervenir en el con algún
trabajo de pruebas oreacondicionamiento.

CABEZAL DEL POZO (ÁRBOL DE NAVIDAD
El árbol, junto con el BOP, constituyen las herramientas de mayor seguridad colocadas en el pozo.
Mientras las seguridades del BOP sontemporales, durante los trabajos que se ejecuten en el pozo; las
del árbol de navidad son permanentes durante la vida productiva del mismo. Sus sistemas de válvulas
tanto paralatubería deproducción comoparael espacioanular, permitencontrolar elflujo delpozo yson
útiles parala circulación y matado delpozo previos alas operacionesde reacondicionamiento.

El cabezal del pozo es el lugar donde las hileras concéntricas de casing y tubing llegan a
la superficie. Constituye una colección de válvulas, colgadores y elementos empacadores.
Todo el equipo que lo conforma sirve como un m e d i o d e :
a. Controlar y dirigir la entrada y salida de los fluidos (gases y líquidos) bajo las condiciones
de presión de las varias sartas de tubería principalmente con el uso de válvulas.
b. Suspender la tubería de producción (tubing) y la parte libre de la tubería de revestimiento
(casing) mediante colgadores en las secciones apropiadas del cabezal.
c. Sellar un espacio anular (entre tuberías) de otro.
d. Servir como base para la instalación de las válvulas de seguridad válvulas con fines
especiales usadas para permitir el cierre de cualquier presión mientras se esta trabajando
en el pozo. La configuración y especificaciones del árbol de navidad dependen de las
Compañías proveedoras.
Básicamente comprende tres secciones:
La sección “A” es la más inferior y a ella pertenece parte del casing superficial y es donde
va sujeta la tubería de revestimiento del hueco (casing).
La sección “B” es la parte intermedia y es donde va sujeta la tubería de producción
(tubing) al dejar finalizada la completación del pozo, y es también donde están ubicadas
las válvulas del espacio anular.
La sección “C” es la más superior y es propiamente la que se llama árbol de navidad,
nombre que se ha generalizado para designar a todo el cabezal o complemento de las tres
secciones. En esta parte “C” se encuentra la válvula master del pozo con la que se lo
puede abrir o cerrar y las válvulas laterales de producción.

Está diseñado con un mandril que se estira y encoge dentro de un niple o cilindro, este
mecanismo le permite compensar la expansión y contracción de la tubería causada por el
peso de la misma o por cambios de temperatura en las operaciones, donde normalmente
existe calor. Su uso es recomendable con empacaduras que no tienen una unión de
expansión como parte integral de su diseño, o en completaciones de levantamiento
artificial, donde la tubería está sometida a mayor actividad por el mecanismo de los
sistemas. Petroproducción utiliza el modelo "D" Baker, normalmente sobre la camisa de
circulación y solo con tubería de 3 1/2 pulgadas D. E. Cuando se lo usa en la completación
de un pozo, antes de asentar las empacaduras, debe levantarse la tubería para extender
completamente el tubo de expansión y lograr la máxima prolongación, si el espacio bajo la
plataforma de la torre lo permite puesto que se levanta con la parte "C" del cabezal del
pozo.
Luego de asentar las empacaduras, la expansión y contracción de la tubería es entonces
compensada mediante el movimiento del niple sobre el mandril, y la sección "C" del
cabezal regresa a su lugar donde es asegurada. Para la herramienta mencionada está
estipulada una expansión máxima de nueve pies, pero otras longitudes pueden ser
utilizadas de acuerdo al requerimiento. El niple es un tubo de paredes relativamente
delgadas por eso hay que evitar apretarlo demasiado cuando un torque alto es usado para
a justar o liberar una rosca del tubo de expansión.
5.8.STANDINGVALVE(EQUALIZING CHECK VALVE)
Su nombre inglés se ha generalizado en nuestro medio. Es un accesorio o válvula de
control de flujo diseñado en varios modelos y para ser asentada en el NO-G0
correspondiente ocasionando el sello requerido. El hecho de usar un NO-GO modelo "R",
por ejemplo, nos obliga a emplear un standing valve modelo "RB-2", que es el apropiado
para dicho NO-GO. Se lo representa en la figura 47. Para determinados propósitos, el
standing valve es también utilizado en una camisa deslizable.

En estos casos, el modelo "FB-2" es el recomendado para una camisa modelo "L". El
standing valve tiene la propiedad de permitir que el _líquido fluya totalmente en una sola
dirección (hacia arriba), e impide el flujo en dirección opuesta, es decir, hacia abajo. Esto
hace que una formación productora fluya normalmente aun estando colocado el standing
valve en el NO-GQ el mismo que probablemente pudo haber" sido utilizado como sello
para impedir la circulación hacia abajo y poder asentar las empacaduras hidráulicas
aplicando presión desde la superficie.
Si bien es cierto que permite el flujo hacia arriba, no deja de ser una moderada
obstrucción para la producción porque en cierto modo se reduce el área transversal de
avance del fluido; por esta circunstancia, a veces se requiere recuperar el standing valve,
lo cual se logra con herramientas maniobradas con cable de acero (puing tool). El Standing
Valve puede asentarse en el NO-Go utilizando los servicios de cable de acero (runnig tool);
soltándole desde la superficie para que pueda baje brevemente, hasta la profundidad del
NO-GO, o la tubería que pueda bajarse con el Standing Valve ya insertado en le NO-GO.
Esta última práctica no es muy recomendables por la resistencia que el fluido ejerce al
bajarla.
Tubería con el Standing puesto en el NO-GO. Lo recomendable para colocar un Standing
valve en el NO-GO sería el uso de cable de acero, con el inconveniente del costo
correspondiente. En la práctica, se ha preferido dejarlo caer libremente, con riesgo de que
al golpearse en el NO-GO, en su caída libre, puede sufrir algún daño y no cumpla con la
finalidad de sello, cosa que hasta la presente fecha no ha ocurrido y de acuerdo a lo
experimentado es difícil que pueda ocurrir.

5.9. TAPONES(BLANKINGPLUGS)
Son accesoriosde control de flujo, diseñados para ser instalados en NO-GO apropiadosy servir como
sello con características propias.
Se asientan y recuperan mediante cable de acero con herramientas apropiadas, pudiendo
también ser lanzados en caída libre hasta su destino en el NO-GO, al igual que un standing
valve; pero a diferencia de éste, los tapones que se usan en Petroproduccion para un NO-
GO modelo "R" y que veremos a continuación, no pueden ser bajados con la tubería, ya
insertados en el NO-GO, porque no permiten el paso del fluido hacia arriba. Vale indicar
que varios modelos de tapones que cumplan con las condiciones de un NO-GO "R",
pueden ser asentados en el mismo. Su elección depende de las características,
necesidades, beneficios, costos e implementaciones modernas que han hecho las
compañías fabricantes

CAPITULO VI
6.1. CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES
6.1.1. CONCLUSIONES
• Para llevar adelante las tareas de perforación, terminación y reparación de pozos es
necesario un conjunto de personas con diferentes grados de especialización: ingenieros,
geólogos, técnicos, obreros especializados y obreros; tienen responsabilidades directas
como programación, supervisión, operación y mantenimiento, e indirectas, tales como las
de las compañías proveedoras de servicios técnicos, productos químicos y fluidos de
perforación, unidades de mezcla y bombeo de cemento u otros servicios de bombeo,
unidades para correr registros eléctricos y proveedores de servicios auxiliares como
transporte de equipo, materiales, cargas líquidas, personal, etc. El personal directo e
indirecto involucrado en la perforación de un pozo, cuando se trata de perforación en tierra
en pozos de desarrollo, asciende a una cantidad entre noventa y cien personas; en la
medida que aumente la complejidad del trabajo, como, por ejemplo, en los pozos
exploratorios profundos, pozos costa afuera, la cantidad de personal requerido puede
llegar a duplicarse.
• En cuanto a las operaciones de workover necesarias para adecuar a un pozo productor
a re inyector, hemos seguido la metodología que realiza el Departamento de Perforación
y reacondicionamientos de Petroproducción del Distrito Amazónico. Se ha logrado tener
una visión general de los trabajos que se realizan para convertir pozos productores viejos
en pozos re-inyectores; se emplean los servicios de varias compañías especializadas,
convirtiendo tales trabajos en multidisciplinarios, lo que permite la ejecución de las
operaciones con alta fiabilidad y calidad.
• En lo referente al tema de la presente tesis, el objetivo fue proponer y explicar los
componentes de los equipos de bombeo de superficie y el diseño de la completación para
pozos re-inyectores. Pero, para poder cubrir el objetivo especifico de la tesis, hemos tenido

que establecer un estratagema que consintió en delinear los pasos explicando cada tema
con un soporte técnico - teórico y no con un práctico-analítico.
• De la experiencia obtenida en los taladros de workover, en los trabajos de cambio de
completaciones para re inyección de agua en el Campo Paraíso, he logrado precisar que
“Todo proyecto en la industria petrolera tiene una secuencia operativa que cumplirse.
Dentro de la secuencia operativa se encuentran establecidos una serie de operaciones se
deben llevar a cabo. Cada operación tiene un cronograma establecido y un costo
aproximado. La demora o la dificultad altera el programa general y dependiendo de la
dificultad o complicación, los ingenieros y los técnicos de las compañías contratistas, de
inmediato ponen en marcha un programa alterno para poder continuar con el proyecto”.
6.1.2. RECOMENDACIONES
En el caso de decidir recompletar un pozo productor como reinyector de agua de formación
producida, se recomienda tomar en cuenta las siguientes consideraciones para la
selección del pozo más apto de entre los posibles candidatos: Que sea un pozo que esté
cerrado por poca producción de petróleo y a la imposibilidad de incrementarla. Que sea un
pozo que ofrezca buenas propiedades petrofísicas en una o varias formaciones, con
buenas porosidades y permeabilidades para poder reinyectar grandes volúmenes de agua
de formación. Que sea un pozo en el cual no se pueda poner a producir ninguna otra
arenisca reservorio. Es recomendable en el caso de tener pozos productores cerrados,
recompletarlos para reinyectores en lugar de perforar nuevos pozos reinyectores, debido
a su menor costo y similares resultados que se han obtenido en otros campos. Durante las
operaciones de reacondicionamiento, cada operación debe ser supervisada por un técnico
de la compañía de servicios y también por un representante técnico de la compañía
operadora.

6.2. CITAS BIBLIOGRÁFICAS
1) CORRALES PALMA MARCO; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La Ingeniería
del Levantamiento Artificial. 2006 ……………….…………………………….…… 11
2) BAKER OIL TOOLS; PACKER SYSTEMS.-Sales Manual. 2005 ………………. 17
3) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 …………..…… 24
4) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 …………..…... 49
5) DOUGLAS PATTON, L.D. Patton & Ascots; Production Packers ……………… 57
6) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 ………………. 64
7) BAKER OIL TOOLS; Manual de Cálculo y Empacaduras. 2006 …………..….. 66
8) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems. 2006 ………………………….……… 70
9) BAKER OIL TOOLS; Workover Systems.2006 ………………………….………. 87
6.3. BIBLIOGRAFÍA.
 Baker Oil Tools; Manual de Cálculo y Empacaduras.
 Baker Oil Tools; Packer Systems.
Baker Oil Tools; Workover Systems.
 Cléber H. Quiroga; Manual de Pruebas, Completación y Reacondicionamiento de
pozos petrolíferos.
 Douglas Patton, L.D. Patton & Ascots; Production Packers.
 Marco Corrales; Manual Didáctico.- Fundamentos Para La Ingeniería del
Levantamiento Artificial
 BROWN, Ph.D. Petroleum Engineering Department University of Texas.

 Heriot - Watt University - Production Technology II - Department Of
Petroleum Engineering.
 ENGINEERING CONSULTANTS INTERNATIONAL TRAINING GROUP.
 Brown, Kermit E.: The Technology of Artificial Lift Methods Volume 4. Production
Optimization of Oil and Gas Wells by Nodal* Systems
6.4. Páginas de internet
http://www.academia.edu/6498605/Terminacion_de_un_pozo_productor_1_
http://wwwelrinconpetrolero.blogspot.com/2010/10/presentaciones-powerpoint-
completacion.html
https://www.youtube.com/watch?v=LkvI-K2I6FE
https://www.slb.com/~/media/Files/resources/oilfield_review/spanish08/spr08/terminaci
ones_inteligentes.pdf

ANEXOS
FUENTE: HERIOT-WATT UNIVERSITY - PRODUCTION TECHNOLOGY III

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