Terminación de pozos petroleros.pdf

INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA
UNIDAD TICOMÁN
“CIENCIAS DE LA TIERRA”
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE
“PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS”
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS
T E S I S
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO PETROLERO
P R E S E N T A
DE LA FUENTE TOVAR PRISCILLA
DIRECTORES
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE
CIUDAD DE MÉXICO FEBRERO 2019

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AGRADECIMIENTOS
A mi padre, Pedro E. De La Fuente, por forjarme con amor y cariño incondicional
que toda la vida me ha brindado, por apoyarme en cada aspecto a lo largo del
camino, por todos los consejos y la sabiduría que me regaló, por no dejarme caer y
siempre impulsarme a seguir ante cualquier adversidad. Siempre apostaste y diste
todo por mí y por fin lo logramos. ¡Papá te amo!
A mi madre, Rosario Tovar, por conducirme por un camino de rectitud, por esas
veces que me regañaba sólo para que pudiera superarme siempre, por hacerme de
un carácter fuerte que me ha servido para enfrentar los problemas que se presentan
y por cuidar de mi cuando lo necesité. ¡Mamá te amo!
A mi hermano, Pedro E. De La Fuente, por molestarme siempre que había
oportunidad para enseñarme que puedo ser una persona realmente tolerante, por
secar algunas de mis lágrimas cuando lo necesité y por hacerme reír en momentos
de amargura. ¡Efrén te quiero!
A mis tíos, Seferino Tovar, Esveydi Jiménez y Gabriela Tovar y a mis primos
Gael Jiménez y Rafael Tovar, por refugiarme en momentos difíciles, por siempre
darme aliento para no renunciar a mis objetivos, por quererme como si fuera su hija,
sin ustedes esta sería otra historia, se los agradezco de corazón.
A mis abuelos, Zeferino Tovar, Emiliano De La Fuente, Melva Pérez y Victoria
Hernández, por enseñarme lo dulce de la vida, por inculcarme humildad y sencillez
y por enseñarme que también hay que aprender a ser agradecido.
A mi novio, Jorge Cruz, por creer en mí, por hacerme perseverante para cumplir
con mis objetivos, porque sin esperar nada a cambio me apoyó, por escucharme y
ayudarme a salir adelante.
A mis amigos, por compartir sus conocimientos, tristezas, triunfos y alegrías, y por
regalarme un poco de ellos.
A mis profesores, por darme los cimientos y esforzarse en crear una persona
profesional a base de conocimiento y buenos valores.
Al Instituto Politécnico Nacional, por abrirme las puertas y darme las alas para
comenzar a volar, por formarme como profesionista y por darme las bases para
crecer. Soy Politécnica porque me dignifico y siento el deber de dignificar a mi
institución.

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ÍNDICE
RESUMEN .............................................................................................................. 9
ABSTRACT........................................................................................................... 10
OBJETIVO ............................................................................................................ 11
INTRODUCCIÓN................................................................................................... 12
GENERALIDADES............................................................................................ 12
ANTECEDENTES.............................................................................................. 15
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS POZOS PETROLEROS................... 17
1.1 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO............................ 17
1.1.1 POZO EXPLORATORIO................................................................... 17
1.1.2 POZO DELIMITADOR....................................................................... 17
1.1.3 POZO PRODUCTOR ........................................................................ 17
1.1.4 POZO DE DESARROLLO ................................................................ 18
1.1.5 POZO NO PRODUCTOR (SECO)..................................................... 18
1.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN ............................. 18
1.2.1 POZOS TERRESTRES ..................................................................... 18
1.2.2 POZOS LACUSTRES ....................................................................... 18
1.2.3 POZOS MARINOS SOMEROS......................................................... 18
1.2.4 POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS................................. 18
1.2.5 POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS..................... 18
1.3 CLASIFICACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A SU TRAYECTORIA .... 19
1.3.1 POZOS VERTICALES ...................................................................... 19
1.3.2 POZOS DIRECCIONALES................................................................ 19
1.3.3 POZOS MULTILATERALES............................................................. 21
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN .................................... 21
1.4.1 POZOS INYECTORES.......................................................................... 21
CAPÍTULO 2. PRINCIPIOS DE LA TERMINACIÓN DE POZOS ......................... 23
2.1 REQUERIMIENTOS DE UNA TERMINACIÓN ........................................... 23
2.2 CICLO OPERATIVO DE UNA TERMINACIÓN........................................... 23
2.2.1 LAVADO DE POZO .............................................................................. 25
2.2.2 FLUIDO DE TERMINACIÓN................................................................. 25
2.2.3 FLUIDO EMPACADOR......................................................................... 26

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2.2.4 EMPACADOR DE PRODUCCIÓN ....................................................... 27
2.2.5 DISEÑO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN....................................... 28
2.2.6 MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS........................................................... 28
2.2.7 DISPAROS............................................................................................ 29
2.2.8 ESTIMULACIÓN ................................................................................... 30
2.2.9 INDUCCIONES ..................................................................................... 31
CAPÍTULO 3. TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS......................................... 33
3.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO ........................................ 33
3.1.1 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍA FRANCA ........................ 33
3.1.2 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN,
ACCESORIOS Y EMPACADORES............................................................... 34
3.1.3 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA NO CEMENTADA ....... 34
3.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO.............................................. 35
3.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP
FRANCA........................................................................................................ 35
3.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP,
EMPACADOR Y ACCESORIOS ................................................................... 35
3.2.3 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS EMPACADORES Y
TR CEMENTADA .......................................................................................... 36
3.2.4 TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES ....... 36
3.2.5 TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TP, UN EMPACADOR
DOBLE MÁS UN EMPACADOR SENCILLO Y ACCESORIOS.................... 37
3.3 TERMINACIÓN SIN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN .................................... 37
3.4 TERMINACIONES INTELIGENTES............................................................ 38
CAPÍTULO 4. ESTIMULACIONES ....................................................................... 39
4.1 DAÑO A LA FORMACIÓN.......................................................................... 39
4.2 CÁLCULO DEL DAÑO................................................................................ 39
4.2.1 Análisis Cuantitativo del Daño de Formación .................................. 40
4.2.2 Pseudodaño......................................................................................... 41
4.2.3 Pseudodaños y Configuración del Pozo........................................... 42
4.2.4 Pseudodaños y Condiciones de Producción.................................... 42
4.3 CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN..................................... 43
4.3.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN GRUBB-MARTIN ....................................... 43

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4.3.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN ROBBERTS- ALLEN ................................. 43
4.4 TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN ................................................................ 44
4.4.1 ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA) ................................................. 45
4.4.2 ESTIMULACIÓN NO REACTIVA ......................................................... 46
4.4.3 ESTIMULACIÓN DE LIMPIA................................................................ 46
4.4.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL .............................................................. 46
4.4.5 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO........................................ 47
CAPÍTULO 5 FLUIDOS DE TERMINACIÓN ........................................................ 48
5.1 BACHES...................................................................................................... 48
5.1.1 BACHE LAVADOR............................................................................... 48
5.1.2 BACHE VISCOSO ................................................................................ 49
5.1.3 BACHE ESPACIADOR......................................................................... 51
5.2 FLUIDOS EMPACADORES........................................................................ 51
5.3 FLUIDOS EMPACADORES BASE ACEITE............................................... 52
5.3.1 EMULSIÓN DIÉSEL SALMUERA ........................................................ 53
5.3.2 DIÉSEL GELIFICADO .......................................................................... 54
5.4 FLUIDOS EMPACADORES BASE AGUA.................................................. 54
5.4.1 AGUA DULCE O AGUA DE MAR ........................................................ 55
5.4.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................................................. 55
5.4.3 SALMUERAS CLARAS........................................................................ 56
5.4.4 SALMUERAS CON BIOPOLÍMEROS.................................................. 56
CAPÍTULO 6. DISEÑO DE DISPAROS................................................................ 58
6.1 PISTOLAS HIDRÁULICAS ......................................................................... 58
6.2 CORTADORES MECÁNICOS..................................................................... 58
6.3 TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS...................................................... 58
6.4 LIMPIEZA DE LOS DISPAROS TAPONADOS .......................................... 59
6.5 CONTROL DEL POZO................................................................................ 60
6.6 PENETRACIÓN CONTRA TAMAÑO DEL AGUJERO ............................... 60
6.7 PLANEACIÓN DEL SISTEMA DE DISPARO ............................................. 60
6.8 DESEMPEÑO DE LAS CARGAS ............................................................... 61
6.9 INFLUENCIA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS SOBRE LA
RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD ................................................................... 63

8
6.10 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ........................................................ 65
6.11 SELECCIÓN ÓPTIMA DE LOS DISPAROS CON EL USO DEL
SOFTWARE TÉCNICO W.E.M. ........................................................................ 66
CAPÍTULO 7. ANÁLISIS DE REGISTROS .......................................................... 69
7.1 REGISTROS EN AGUJERO DESCUBIERTO ............................................ 69
7.1.1 SISTEMA DE RAYOS GAMA (GR) ...................................................... 69
7.1.2 SISTEMA INDUCTIVO DE IMÁGENES (AIT)....................................... 70
7.1.3 SISTEMA DE NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) ................................ 70
7.1.4 SISTEMA DE LITODENSIDAD (LDT) .................................................. 71
7.1.5 SISTEMA SÓNICO (BHC) .................................................................... 72
7.2 REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO.................................................. 76
7.2.1 REGISTRO DE ESPECTROMETRÍA DE RAYOS GAMA NATURALES
(NGT) ............................................................................................................. 76
7.2.2 REGISTRO DE NEUTRONES PULSADOS (RST)............................... 77
7.3 REGISTRO DE ADHERENCIA DEL CEMENTO (CBL - VDL) ................... 79
CONCLUSIONES.................................................................................................. 81
RECOMENDACIONES ......................................................................................... 82
ANEXOS ............................................................................................................... 83
ÍNDICE DE FIGURAS........................................................................................ 83
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... 84
BIBLIOGRAFÍA................................................................................................. 85

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RESUMEN
Actualmente la Industria Petrolera en México enfrenta grandes retos, que
involucran la explotación de yacimientos, lo que involucra altos riesgos
durante su desarrollo desde el punto de vista técnico y económico.
La experiencia de los ingenieros mexicanos en el desarrollo de nuevas
tecnologías aplicadas a campos petroleros es escasa, lo que implica un
aprendizaje de los diversos sistemas y operaciones que son implementadas
en diversos países especialistas en este tipo de ambientes. Debido al riesgo
económico existente en este tipo de proyectos se busca constantemente
ahorrar en costos de intervención a pozo, por lo que se han empleado
exitosamente las terminaciones inteligentes en diversos países, las cuales
permiten tener una mejor administración del yacimiento, permitiendo la
reducción de la incertidumbre mediante un monitoreo continuo y control de
flujo.
El presente trabajo de investigación se realizó con el fin de dar un panorama
general, sobre la tecnología de terminaciones inteligentes y los dispositivos
que se encuentran actualmente en el ámbito de la Industria Petrolera
Internacional.

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ABSTRACT
Currently in Mexico's oil industry faces huge challenges, involving the
exploitation of fields, which involves high risk for the development of these
deposits, from the technically and economically. The experience of Mexicans
engineers in new technologies applied in field development is scarce, which
involves learning the various equipment and facilities that are implemented
in various countries skilled at such facilities and operations. Due to the
existing economic risk, are constantly looking to save on costs well
interventions, so that has been used successfully intelligent completions,
which allow a better reservoir management allowing reducing uncertainty
through continuous monitoring and flow control.
The present research was conducted to provide an overview of intelligent
completions technology and devices that are present in the international
petroleum industry.

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OBJETIVO
La presente investigación proporciona un panorama general sobre los
tipos de terminaciones, herramientas, fluidos y sistemas que
actualmente se desarrollan en la industria petrolera, así como, una breve
descripción de alternativas para realizar una buena terminación de
pozos para que posteriormente se pueda llevar a cabo su explotación a
el fin de optimizar la producción.

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INTRODUCCIÓN
GENERALIDADES
En el mundo las políticas públicas han cambiado su línea de acción en materia
ambiental, todo a causa del calentamiento global; dando pauta a que diversos
países tomen cartas en el asunto. La promoción existente sobre desarrollo
sustentable y las políticas de cambio climático, se convirtieron en el factor
principal de la planeación y análisis energético de diversos países. En nuestro
caso particular, la combustión de energéticos con origen fósil, es el principal
responsable de las emisiones globales de gases con efecto invernadero; no
obstante, el consumo mundial de energía de combustibles fósiles
corresponde al 87% del mercado, en tanto la energía renovable sigue ganando
terreno, hoy en día únicamente representa el 2% de la energía de consumo a
nivel mundial, por lo que sería erróneo prescindir del petróleo a corto plazo,
debido a que generaría cambios en el aspecto económico y social.
Figura 1.Consumo Mundial de Energéticos. (MMtpce)
La participación de los tipos de energía primaria se pondera de la siguiente
manera, ocupando el primer lugar se ubica el petróleo con el 34.8%, en
segundo lugar el carbón con el 29.4% que en los últimos años ha mostrado

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un incremento significativo (Figura 1). Posteriormente el gas con
participación del 23.7%, la hidroelectricidad con el 5.6 %, la energía nuclear
con el 4.5 % y finalmente las energías renovables con un 2% de participación.
De acuerdo con los pronósticos de la demanda de petróleo a nivel mundial,
para el año 2015 serán necesarios 91.8 Millones de Barriles diarios, esto
debido a la expansión de las economías emergentes de China, India, Brasil y
Rusia. En cuanto a la distribución de la demanda de petróleo crudo existente
se estima que el 48 % del consumo lo absorbe el sector del Transporte, 26%
la Industria, 13% Comercio, 7% Generación eléctrica y 6% para los bunkers
marinos.
Tabla 1. Demanda de Petróleo por Región (Millones de Barriles Diarios)
Por otra parte la tendencia de los precios del petróleo crudo se perfila a la
alza en los próximos años, sin embargo, en 2011 los precios se vieron
afectados por la incertidumbre existente en el mundo y la inestabilidad
económica que esto representa, esto derivado por los conflictos existentes
en Libia y el incremento de la demanda en mercados emergentes,
principalmente asiáticos.
En la actualidad la industria Petrolera en México enfrenta grandes desafíos
dentro de los que se encuentra, la administración adecuada de la declinación
de los yacimientos productores, que sigue acrecentándose día a día, y por

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otra parte el remplazo de las reservas producidas. Hasta el 1 de enero del
2012, las reservas probadas publicadas por Pemex Exploración y
Producción (PEP) ascendieron a 13 mil 868 millones de barriles de petróleo
crudo equivalente (mmbpce), así también las reservas probables equivalen a
12 mil 353 (mmbpce) y las reservas posibles 17 mil 674 millones de barriles
de petróleo crudo equivalente; estas últimas conformadas por un 70% de
crudo, 20% de gas seco y el 10% de condensados.
Figura 2. Reservas Remanentes Totales de Hidrocarburos en México (MMbpce).

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ANTECEDENTES
Debido a las necesidades existentes de reducción de tiempos durante la
perforación, mantenimiento, así como intervenciones a pozos, en Agosto de
1997 se implementó por primera vez en la plataforma Saga´s Snorre, en el
Mar del Norte, un pozo que contaba con una terminación inteligente, dicho
pozo contaba con la capacidad de regular el flujo en el fondo mediante
válvulas de control y adquisición de datos de forma continua, con
dispositivos de monitoreo de presión-temperatura en tiempo real.
Anteriormente en los años 80´s el monitoreo de las condiciones del pozo
estaba limitado únicamente en superficie, en el árbol de producción, el
estrangulador, las válvulas de seguridad y las válvulas hidráulicas del árbol
de producción, hoy en día se cuenta con pozos inteligentes que “son
sistemas que permiten que el operador controle de forma remota la
producción o inyección en el fondo, sin la necesidad de intervenirlo
físicamente, logrando con ello la optimización de la producción”.
El diseño de las válvulas de control de flujo en las terminaciones inteligentes
en un principio estaba basado en válvulas de camisas deslizables operadas
con cable o tubería flexible, las cuales utilizan mandriles con perfiles internos
ajustados a la tubería de producción o a la herramienta de servicio.
Inicialmente los sistemas de terminaciones inteligentes no fueron
ampliamente aceptados debido a que incrementaban los costos, fueron
percibidos como dispositivos con baja posibilidad de éxito y alto riesgo
económico, al mismo tiempo que no cumplían con los criterios de selección
de proyectos y por ende eran desechados. Para contrarrestar esta desventaja
se lanzó al mercado sistemas hidráulicos de menor costo para proveer la
funcionalidad de los primeros sistemas de gama alta. Con el nuevo sistema
de bajo presupuesto permitía integrar una mayor variedad de sensores con
dispositivos hidráulicos de control, con el fin de integrar una terminación
inteligente de menor costo y amplia funcionalidad.
Recientemente los sensores de fondo de presión-temperatura de las
terminaciones inteligentes se integran de cierta forma para la transmisión de
datos vía intranet o internet, esto permite incrementar la velocidad de
transferencia y manejo de datos. En cuanto al desarrollo de sensores existen
medidores de flujo que funcionan mediante el principio del tubo de venturi.
La combinación de estos dispositivos de fondo son conectados mediante
sistemas de fibra óptica para realizar la medición de perfiles de temperatura,
presiones multi-punto y señales acústicas.

1
6
En la actualidad, las terminaciones inteligentes han demostrado su
superioridad y ventajas sobresalientes en comparativa con las terminaciones
tradicionales. Con lo anterior se entiende que, esta tecnología está siendo
ampliamente aceptada en la industria, por sus principales ventajas como
son: El monitoreo y supervisión continua, reducción de costos, incrementos
en la recuperación total, entre otros.
Otro aspecto importante es la reducción de costos en intervención a pozo que
en ocasiones se requiere de un programa de mantenimiento a lo largo de la
vida productiva del pozo. En México, las terminaciones inteligentes fueron
implementadas en el campo Akal, del complejo Cantarell, estas fueron
orientadas para optimizar el Auto bombeo Neumático cuyo funcionamiento
consiste en tomar gas del propio casquete e inyectarlo a la Tubería de
Producción lo que permite la creación de aceite en superficie.

17 | P á g i n a
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS
POZOS PETROLEROS
Acorde al lugar en el que se sitúa el equipo petrolero puede ser clasificado
en equipo superficial que son los conocidos pozos terrestres y equipo
marino el cual se divide en pozos marinos someros, pozos en aguas
profundas y pozos en aguas ultraprofundas. Por otra parte existen diferentes
clasificaciones para los pozos petroleros dependiendo el enfoque que se
requiera, por lo que a continuación se hace una breve descripción de algunas
de ellas.
1.1 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO
1.1.1 POZO EXPLORATORIO
Este pozo se perfora con el fin de realizar una investigación en una zona a la
cual previamente se hicieron estudios de sismología y que supuestamente
tiene hidrocarburos, dicho de otra manera, se perfora en zonas en las cuales
no se ha encontrado petróleo o gas. Este tipo de pozos se perforan en un
campo nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo
existente o en campos marginales. Es claro que estos pozos son los que
presentan un mayor grado de incertidumbre a la hora de perforarse debido a
que no cuentan con datos de correlación de pozos vecinos.
1.1.2 POZO DELIMITADOR
Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada
existen dos opciones que resulte ser productor o caso contrario que no
resulte ser productor; en caso de que el pozo resulte ser productor, se
perforan los pozos delimitadores con el objetivo de establecer los límites del
yacimiento. Sin embargo, también se perforan pozos delimitadores con el
objeto de extender el área probada del yacimiento, si durante el desarrollo de
la explotación del mismo se dispone de información que indique que este
puede extenderse más allá de los límites originalmente supuestos; entonces
se perforan pozos fuera del área probada; estos tienen un mayor margen de
riesgo que los pozos de desarrollo, dada su localización.
1.1.3 POZO PRODUCTOR
Son pozos que permiten extraer fluidos desde una zona productora hasta la
superficie y aunado a esto, su extracción es económicamente viable.

18 | P á g i n a
1.1.4 POZO DE DESARROLLO
Son los pozos perforados que tienen como finalidad explotar el mayor
porcentaje de reservas de un yacimiento. El objetivo principal del pozo de
desarrollo es aumentar la producción del campo, por lo cual su incertidumbre
de producción es considerada baja, razón por la cual se perforan entre los
pozos delimitadores y el pozo exploratorio si es que este fue productor.
1.1.5 POZO NO PRODUCTOR (SECO)
Son pozos que se perforan pero el resultado de estos al intentar hacerlos
producir no es favorable puesto que no se obtienen hidrocarburos por
distintas circunstancias, algunas de estas son: el cambio en el precio del
barril, mantenimiento excesivamente alto, problemas graves de bonificación
u otro tipo de eventos que hacen que no sea rentable.
1.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN
1.2.1 POZOS TERRESTRES
Son los pozos que se encuentran en tierra y por no tener problema de espacio
en el área de trabajo y alrededores el equipo es diferente a los marinos
haciendo que estos sean los más económicos.
1.2.2 POZOS LACUSTRES
Son los pozos que se encuentran en lagos, lagunas o en algún cuerpo de
agua dulce sobre la masa continental.
1.2.3 POZOS MARINOS SOMEROS
De acuerdo a la secretaria de energía (SENER) se considera que un pozo es
marino somero cuando se encuentra en el mar con un tirante de agua hasta
los 500 metros de profundidad.
1.2.4 POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS
Son los pozos que se encuentran en zonas marinas con un tirante de agua
que varía de 500 hasta 1500 metros.
1.2.5 POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS
Son los pozos que están en zonas marinas con tirantes de agua de más de
1500 metros.

19 | P á g i n a
Figura 3. Clasificación de pozos de acuerdo a su ubicación.
1.3 CLASIFICACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A SU
TRAYECTORIA
1.3.1 POZOS VERTICALES
Si bien es cierto que no existen pozos que sean totalmente verticales debido
a los movimientos de la sarta al perforar, se consideran pozos verticales a
los pozos que su grado de desviación es despreciable y por lo general estos
son los exploratorios.
1.3.2 POZOS DIRECCIONALES
Son los pozos diseñados intencionalmente con un grado significativo de
desviación con respecto a la vertical. Este grado de desviación del pozo se
logra utilizando técnicas para el cálculo de desviación, motores de fondo y
algunas otras herramientas. El objetivo de desviar un pozo es desarrollar una
estrategia óptima de explotar un mayor volumen desde una sola ubicación
en superficie sin necesidad de mover el equipo a otra zona, optimizando en
costos y tiempo. A su vez existen 3 tipos de pozos direccionales:
 Tipo “J” / Tipo I, Incrementar y mantener.
 Tipo “S” / Tipo II, Incrementar, mantener y decrementar.
 Horizontal Tipo III, Incremento continuo.

20 | P á g i n a
Los pozos tipo “J” empiezan con una vertical para después desviarse hasta
un ángulo determinado y mantener una dirección específica hasta alcanzar
el objetivo.
Los pozos tipo “S” inician con una sección vertical, después se desvían en
un ángulo determinado, para posteriormente regresar al pozo vertical y
alcanzar el objetivo de esta forma.
Un pozo horizontal es un pozo cuya inclinación incrementa más de 80° y
penetra el yacimiento con una sección completamente horizontal (90°).
Figura 4. Tipos de Pozos Direccionales.
Tabla 2. Causas que originan la perforación de un pozo direccional.

21 | P á g i n a
1.3.3 POZOS MULTILATERALES
Los pozos multilaterales son aquellos que tienen dos o más laterales
perforados a partir de un pozo común o principal, estos laterales pueden ser
horizontales o direccionales. Los pozos ramificados son aquellos que se
derivan de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento contenido
en un mismo plano horizontal, a estos se les conoce como pozos de entradas
múltiples o de reentradas.
Figura 5. Pozo Multilateral.
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN
Existen diferentes razones por las cuales es perforado un pozo en un campo
petrolero por lo que se hace otro tipo de clasificación acorde a la función
para la cual se requiere su diseño. En esta clasificación los pozos pueden ser
productores, alivio, inyectores y pozos letrinas principalmente.
1.4.1 POZOS INYECTORES
Es un pozo que se perforó con el propósito de inyectar fluidos al yacimiento
para poder mantener la presión en el yacimiento y así lograr que la
producción del pozo dure un periodo mayor de tiempo o que se obtenga un
mayor volumen de hidrocarburo.
En este tipo de pozos existen dos tipos de inyecciones:
 Pozos de Inyección de Gas: El gas que proviene de los separadores de
la producción del mismo campo o posiblemente el gas importado puede
ser reinyectado en la sección superior de gas del yacimiento.

22 | P á g i n a
 Pozos de Inyección de Agua.- Son más comunes en las áreas marinas,
donde el agua de mar es filtrada y tratada para posteriormente
inyectarse en una sección acuífera inferior del yacimiento.
Figura 6. Pozo Inyector.

23 | P á g i n a
CAPÍTULO 2. PRINCIPIOS DE LA
TERMINACIÓN DE POZOS
2.1 REQUERIMIENTOS DE UNA TERMINACIÓN
La información requerida para el diseño de una terminación puede ser diversa
y siempre debe estar disponible, por lo que el ingeniero debe utilizar su
criterio para determinar el tipo óptimo de terminación diseñar el tipo de
terminación más adecuado.
El adecuado diseño de la terminación de pozo debe considerar la obtención
de la información registrada durante la perforación de manera directa o
indirecta, la cual se evaluará para determinar las zonas de interés y mediante
un análisis nodal se diseñarán los diámetros de la tubería de producción y el
diámetro de los estranguladores con la finalidad de optimizar la producción.
Figura 7. Información Requerida.
2.2 CICLO OPERATIVO DE UNA TERMINACIÓN
El proceso de la terminación de un pozo inicia después de la cementación de
la última tubería de revestimiento. Operativamente la terminación de pozos se
ejemplifica en la siguiente figura, que muestra el ciclo de operaciones
requeridas para una exitosa terminación de pozos, a continuación se
mencionaran los aspectos técnicos que deben ser considerados durante cada
proceso.
Columna Geológica
•Núcleos
•Muestras de Canal
•Pruebas de
Formación
Características
Petrofísicas
•Porosidad
•Mineralogía
•Permeabilidad
•Presiones Capilares
•Edad Geológica
Características de
Fluidos
•Densidad
•Viscosidad
•Presión
•Temperatura
•Saturación
•Composición
Características
Particulares de Pozo
•Intervalos
Delesnables
•Intervalos Gasíferos
•Lutitas Hinchables
•Pérdidas de Fluido

24 | P á g i n a
Figura 8. Ciclo Operativo.
Lavado de Pozo
Fluido de Terminación
Fluido Empacador
Empacador de Producción
Aparejo de Producción
Medio Árbol de Válvulas
Disparo
Estimulación
Inducciones
Aislamiento de Intervalos

25 | P á g i n a
2.2.1 LAVADO DE POZO
El proceso de lavado de pozo tiene como objetivo desplazar el lodo y remover
los sólidos adheridos a las paredes de la tubería con efecto de eliminar las
partículas de barita, recortes y cemento, todo esto con la finalidad de obtener
un fluido dentro de la tubería libre de contaminantes y con ello evitar el daño
a la formación durante los disparos. Esto se realiza inyectando baches
lavadores viscosos, el diseño considera los siguientes fluidos:
1) Fluido espaciador (agua o diesel)
2) Fluido lavador
3) Fluido viscoso
4) Fluido de terminación
Se recomienda que el bache espaciador tenga una distancia suficiente para
mantener los fluidos alejados uno del otro, la regla establece un volumen
equivalente a 500 metros lineales en el espacio anular de mayor amplitud. El
desplazamiento más eficiente ocurre cuando el flujo alcanza el régimen
turbulento, debido a que la energía del flujo remueve fácilmente los sólidos
adheridos en las paredes del pozo. Para ello es sabido que se tiene que
alcanzar un régimen turbulento, en este tipo de fluido, se requieren alcanzar
valores del número de Reynolds mayores a 2100 es decir un número de
Reynolds crítico.
El aspecto a considerar durante la operación de lavado de pozo es alcanzar la
velocidad de desplazamiento requerida para transportar los sólidos
remanentes y colocar un fluido libre de impurezas, con efecto de evitar el daño
a la formación y posibles atascamientos de las herramientas durante las
operaciones de terminación.
2.2.2 FLUIDO DE TERMINACIÓN
El aspecto primordial para la selección del fluido de terminación consiste en
determinar la compatibilidad con la formación y con los fluidos existentes en
el fondo del pozo, considerando la presión-temperatura existente en el fondo
del pozo, para la seleccionar la densidad requerida.
Por lo general la implementación de fluidos limpios evita el daño a la
formación productora en comparación al utilizar fluidos con sólidos. Existe
una gran variedad de fluidos libres de sólidos de acuerdo a su formulación

26 | P á g i n a
proporcionan la densidad requerida, a continuación se ilustra los fluidos con
sus respectivas densidades.
Figura 9. Densidades de los Fluidos de Terminación.
Los fluidos limpios tienen gran aplicación durante la terminación y reparación
de pozos productores de gas y aceite, estos a su vez son implementados
como:
1) Fluidos para control de presiones anormales
2) Fluidos de empaque
3) Fluidos de perforación
4) Fluidos de terminación
2.2.3 FLUIDO EMPACADOR
El fluido empacador es el fluido que se aloja en el espacio anular entre la
tubería de producción y la tubería de revestimiento, desde el empacador hasta
el árbol de producción. Dentro de las funciones del fluido empacador se
encuentran las siguientes:
1) Ejercer una columna hidrostática para control del pozo
2) Reducción de la presión diferencial entre la TP y TR
3) Reducir el efecto de corrosión
4) No dañar el elastómero del empacador
5) Aislante térmico
• Agua
Dulce
Filtrada
1.0 gr/cc
• Cloruro
de
Potasio
1.16 gr/cc
• Cloruro
de Sodio
1.19 gr/cc
• Cloruro
de Calcio
1.39 gr/cc
• Bromuro
de Sodio
1.52 gr/cc
• Bromuro
de Calcio
1.70 gr/cc
• Bromuro
de Zinc
2.50 gr/cc

27 | P á g i n a
Es primordial que el fluido empacador contenga aditivos anticorrosivos que
contengan la mínima cantidad de sólidos para una futura recuperación del
aparejo de producción, así también debe tener la densidad requerida para
eliminar los riesgos de colapso o ruptura de la tubería y ejercer la
contrapresión sobre el intervalo productor.
2.2.4 EMPACADOR DE PRODUCCIÓN
La selección del empacador de producción se define en base a los esfuerzos
ejercidos durante las operaciones de terminación ya sean: inducciones,
estimulaciones, fracturamiento y pruebas de admisión, así como las
condiciones de Presión-Temperatura durante la vida productiva del pozo. Otro
aspecto que debe ser considerado es la composición y propiedades de los
fluidos que se producen en el pozo.
Los empacadores de producción se clasifican en 2 grandes grupos; 1)
empacadores permanentes y 2) empacadores recuperables. Los nuevos
empacadores incluyen niples de asiento o receptáculos. El propósito de su
instalación es proteger la tubería de revestimiento del pozo, durante las
operaciones de estimulación y de los fluidos corrosivos. El empacador es
descrito como el dispositivo que bloquea el paso de los fluidos en el espacio
anular.
Figura 10. Parámetros para la Selección del Empacador.
Diámetro de la Tubería de Revestimiento
Grado y Peso de la Tubería de Revestimiento
Temperatura del pozo
Presión de Operación
Tensión y Compresión

28 | P á g i n a
2.2.5 DISEÑO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN
El diseño del aparejo de producción se realiza de manera dinámica y estática.
El diseño dinámico determina el diámetro y capacidad máxima de producción,
con efecto de asegurar los requerimientos de producción. El diseño estático
determina si la tubería seleccionada cumple con los requerimientos de
esfuerzos mecánicos (Presión interna, colapso y tensión), este análisis se
realiza considerando condiciones críticas durante la instalación.
En el diseño una de las consideraciones es el ángulo de los pozos, los fluidos
de perforación, peso, velocidad de la mesa rotaria y diversos procedimientos
de operación.
Propiedades de las Tuberías:
1) Esfuerzo del acero
2) Tipo de la conexión
3) Tipo de rosca
4) Coeficiente de fricción
Las clases de tubería existentes en la industria se mencionan a continuación:
Figura 11. Clases de Tubería.
2.2.6 MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS
El diámetro del árbol de válvulas se selecciona de acuerdo al estado mecánico
del pozo, considerando la presión y temperatura máxima, así como también el
material requerido, el proceso se realiza bajo la Norma API 6-A que define el
nivel de especificación del producto y condiciones estándar de servicio.
La especificación API 6- A sirve como fuente de referencia para el diseño de
conexiones bridadas y salidas de los equipos en rangos de presión desde
2000 [psi] hasta 20000 [psi] el máximo rango de trabajo, no contempla
requerimientos para el uso en campo, pruebas o reparación de productos.
•En esta tubería se
presentan los datos
de tensión, torsión,
colapso y presión
interna.
Clase
Nueva
•Se basa en una
tubería con un uso
uniforme y un
mínimo espesor de
pared del 80%.
Clase
Premium
•Esta tubería tiene
como mínimo un
espesor de pared del
65%.
Clase 2
•Esta clase de tubería
tiene un mínimo
espesor de pared del
55% con el uso de un
solo lado.
Clase 3

29 | P á g i n a
2.2.7 DISPAROS
Cuando se tiene una terminación de pozo en agujero revestido, la operación
de los disparos es parte primordial a fin de obtener la producción de
hidrocarburos de la formación, la operación consiste en perforar la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación con el fin de comunicar el pozo con
el yacimiento. Para una óptima operación durante los disparos se deben
considerar las propiedades de los fluidos, la litología del intervalo de interés,
tipo de terminación y características específicas de las pistolas.
Los factores que afectan el resultado de los disparos son:
1) Grado de la tubería
2) Humedad
3) Temperatura
4) Tipo de Formación
Figura 12. Tipos de Disparos.
2.2.7.1 Disparo a Chorro
El proceso de disparo a chorro consiste en un detonador eléctrico que activa
un cordón explosivo y provoca una reacción en cadena, la alta presión
generada por el explosivo provoca la expulsión de un chorro de partículas con
presiones aproximadas de 5 millones de [lb/pg2].
2.2.7.2 Disparo de Bala
Las pistolas mayores a 3 1/2” de diámetro son implementadas en formaciones
con resistencia a la compresión inferior a 6000 [psi] estas proporcionan una
mayor penetración que la mayoría de las pistolas a chorro.
2.2.7.3 Pistola Hidráulica
Este tipo de disparo se realiza mediante la inyección a chorro de un fluido con
arena, a través de un pequeño orificio contra la tubería de revestimiento, la
presión del chorro se puede incrementar mediante la inyección de nitrógeno.
Disparo a Chorro Disparo de Bala
Pistola
Hidráulica
Cortador
Mecánico

30 | P á g i n a
La capacidad de penetración se reduce en función a la presión en el fondo del
pozo.
2.2.7.4 Cortador Mecánico
El cortador mecánico es una herramienta de molienda que permite la apertura
de ranuras para la comunicación del pozo con la formación. Ocasionalmente
para el control de la producción de arena se realiza la apertura de ventanas en
la tubería de revestimiento. Los factores que afectan calidad del disparo:
Figura 13. Factores que afectan la calidad del Disparo.
2.2.8 ESTIMULACIÓN
La estimulación de un pozo consiste en la inyección de un fluido de
tratamiento con efecto de remover el daño causado por la invasión de los
fluidos a la formación durante la perforación en su caso durante la vida
productiva del pozo. La estimulación es un proceso que permite crear o
limpiar los canales en la roca productora para facilitar el flujo de fluidos de la
formación al pozo, es la principal actividad para mejorar la productividad de
los pozos de aceite y gas.
Taponamiento de los Disparos.
•El taponamiento ocurre cuando los disparos se llenan con roca triturada de la formación y residuos de las
cargas, en el momento que se dispara con el lodo. Debido a esto, los tapones no son fácilmente removidos
por el contraflujo.
Efecto de la Presión Diferencial.
•Cuando se dispara con una presión diferencial hacia la formación los disparos se llenan con partículas y los
tapones producidos por el lodo son difíciles de remover , produciendo en algunos casos un tponamiento
permanente y reduciendo la productividad de los pozos.
Densidad de los Disparos.
•Un factor a considerar es la densidad de los disparos que depende del ritmo de explotación requerido. Por
lo general son adecuados 4 disparos de 0.5 pg por pie; y para intervalos de baja productividad de 1 a 2
disparos por pie.
Desempeño de los Disparos.
•La capacidad de penetrar la formación es inversamente proporcional al esfuerzo de sobrecarga y resistencia
compresiva de la formación. El método propuesto para el cálculo fue propuesto por Thomson, que
relaciona la resistencia compresiva con los datos de pruebas en superficie.
Limitantes de Presión y Temperatura.
•Las presiones en el pozo pueden limitar las pistolas con cargas expuestas. En cuanto a la temperatura, las
cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración, el explosivo es poco sensible y presentan
mayores fallas, así como mayores costos.

31 | P á g i n a
La clasificación general para la estimulación está constituida por
estimulaciones reactivas y estimulaciones no reactivas. Más adelante se
aborda el tema más a fondo.
2.2.9 INDUCCIONES
La operación de inducción se realiza cuando los hidrocarburos producidos de
la formación no llegan a superficie, las actividades consisten en disminuir la
presión hidrostática para permitir que se manifieste el pozo.
Figura 14. Tipos de Inducción.
2.2.9.1 Inducción Mecánica
La operación consiste en desplazar una barra pesada con un empaque a
través del aparejo de producción. Durante el viaje ascendente el empaque se
ajusta al diámetro interior de la tubería de producción y con ello se permite el
desalojo del fluido que se encuentra encima de ellas. La principal desventaja
de este método es el alto riesgo operativo debido a que se realiza sin la
instalación de preventores.
2.2.9.2 Inducción por Desplazamiento
La inducción por desplazamiento consiste en abrir una camisa de circulación
y desplazar los fluidos alojados en la tubería de producción hacia el espacio
Tipos de
Inducción
Inducción
Mecánica
Inducción por
Desplazamiento
Inducción por
Empuje o
Implosión

32 | P á g i n a
anular por un fluido de menor densidad. Los fluidos desplazantes comunes
son agua dulce, salmueras y nitrógeno. Para la inducción debe ser
considerado el volumen de fluido por desplazar esto evitara que se realicen
operaciones inconclusas y fallas por falta de fluido. Debe ser considerada la
presión de bombeo permite seleccionar el equipo adecuado para el bombeo
esto con el fin de evitar riesgos durante el desarrollo de la operación.
2.2.9.3 Inducción por Empuje o Implosión
La inducción por empuje consiste en la inyección de fluidos contenidos en el
pozo en complemento con un volumen de nitrógeno hacia la formación a
través de un intervalo abierto. El nitrógeno es un gas inerte que no reacciona
con la formación y después de ser descargado produce un efecto de succión,
con ello proporciona un arrastre de sólidos y la disminución de la presión
hidrostática.
Para este proceso es necesario determinar el volumen total y gasto de
inyección del nitrógeno que se inyectará al pozo con el fin de generar una
presión menor en la cara del intervalo e inducir la producción del pozo. Por
otra parte es vital considerar el cambio de presiones en el sistema para evitar
rupturas de algún elemento del pozo (empacadores, aparejo de producción).

33 | P á g i n a
CAPÍTULO 3. TIPOS DE TERMINACIÓN DE
POZOS
La terminación de un pozo petrolero complementa la perforación y es tan
importante como ésta. A través de esta se extraen los hidrocarburos del
yacimiento a superficie. La terminación se lleva a cabo después de cementar
la tubería de revestimiento o bien en agujero descubierto. Se debe planear y
elaborar un programa que indique la secuencia de trabajos que se deben
realizar. Se incluye el estado mecánico del pozo, así como los accesorios a
usar.
3.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO
3.1.1 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍA FRANCA
La terminación en agujero descubierto con TP es el tipo de terminación con
menor grado de complejidad y menor costo, solo involucra la introducción de
la TP franca, sin ningún tipo de accesorio. Se aplica cuando:
 La formación productora no tenga presencia de contactos agua- aceite
o gas-aceite es decir la zona productora solo sea de aceite.
 La formación productora presente un grado alto de compactación.
Las principales ventajas y desventajas se presentan compiladas a
continuación:
VENTAJAS DESVENTAJAS
 Comparado con otros tipos de terminación
su realización es menos costosa y menos
tardada en operación.
 Se puede producir tanto por tubería de
producción o por el espacio anular.
 Cuando el intervalo productor produce
aceite viscoso, este tipo de terminación es
adecuada.
 Al no contar con accesorio de terminación
como empacadores, la TR se encuentra
expuesta, y ante la presencia de fluidos
corrosivos o altas presiones, está puede
sufrir daños.
 Debido a las variaciones de temperatura
de los fluidos, este tipo de terminación es
susceptible a movimientos de la TP.
 Las operaciones de estimulación o algún
otro tratamiento de inyección a presión
mayor a la presión de resistencia inferior
no se pueden realizar.
Tabla 3. Ventajas y Desventajas de una Terminación Sencilla con TP Franca.

34 | P á g i n a
3.1.2 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN,
ACCESORIOS Y EMPACADORES
Este tipo de terminación en agujero descubierto y sin tubería de revestimiento
se realiza tanto con empacador sencillo permanente como recuperable. La
selección del tipo de empacador depende de la profundidad de instalación,
presión esperada del yacimiento al momento de su explotación, de igual
manera operaciones posteriores a acidificaciones, estimulaciones, limpiezas
y terminaciones presentan un papel importante en la selección del tipo de
empacador. La terminación con TP, accesorios y empacadores se observa en
la siguiente ilustración.
En este tipo de terminación se debe considerar que la TP cuente con
accesorios como válvulas de circulación y niple de asiento para efectuar la
operación, así como tomar en cuenta el peso de la tubería de producción que
debe soportar el empacador. (Garaicochea & Benitez, 1983)
Las ventajas-desventajas de la terminación sencilla con TP, accesorios y
empacadores se presentan en la siguiente tabla:
 La presión del yacimiento y la presencia
de fluidos corrosivos no afectan la tubería
de revestimiento debido a la protección y
aislamiento del empacador.
 Si una operación de estimulación se
requiere, se puede efectuar alcanzando
presiones mayores que en los casos de
terminación con tubería franca.
 La camisa de circulación se puede abrir si
es necesario un gasto de circulación alto
con la finalidad de producción dual entre
espacio anular y TP.
 La presencia de carbonatos, sales y
parafinas puede ocasionar una reducción
en la producción del pozo, dado que se
reduce el diámetro de la TP.
 El costo y tiempo de terminación es mayor
que en una terminación con TP franca,
causada por la instalación de los
accesorios como niples, camisas o
válvulas, empacadores, entre otros.
 Al tener aceites viscosos es más difícil la
explotación.
Tabla 4. Ventajas y Desventajas de una Terminación Sencilla con TP, Accesorios y Empacadores.
3.1.3 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA NO CEMENTADA
Esto consiste en la introducción de un liner ranurado después de perforarse
el intervalo productor. Este liner se caracteriza por no estar cementado, dado
que éste se ancla a la altura de la zapata de la TR localizada en la cima del
intervalo productor mediante un empacador hinchable (éste aumenta su
volumen por la acción del aceite o agua absorbido).

35 | P á g i n a
El objetivo de los empacadores hinchables es realizar una explotación
selectiva y evitar problemas de conificación, ya que se aíslan las zonas
fracturadas que aportan fluidos indeseables, así como los contactos gas-
aceite y/o agua-aceite.
Las principales ventajas-desventajas en la terminación con tubería ranurada
no cementada se presentan en la siguiente tabla:
 Minimiza el daño a la formación y está en
contacto directo con el yacimiento.
 Los empacadores hinchables eliminan la
cementación y proporciona aislamiento de
zonas.
 El daño generado por el lodo de
perforación puede eliminarse por medio
de una estimulación.
 Es más económico que un pozo con
agujero revestido.
 El liner ranurado proporciona seguridad
en caso de colapso y control de
producción de arena.
 Es efectivo y se obtiene una rápida
producción.
 No hay un buen control de inyección ni de
volúmenes de los fluidos usados en la
estimulación y fracturamientos.
 El enjarre producido por los fluidos de
perforación dañan la formación.
Tabla 5. Ventajas y Desventajas de la Terminación con Tubería Ranurada Cementada.
3.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO
3.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP
FRANCA
Este tipo de terminación es idéntica a la TP franca en agujero descubierto, a
diferencia de que, en ésta para entrar en contacto con el yacimiento, se
requiere disparar la TR en el intervalo productor.
El tipo de terminación sencilla en agujero entubado con TP franca ofrece las
mismas ventajas que una terminación en agujero descubierto con TP franca.
3.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP,
EMPACADOR Y ACCESORIOS
Este tipo de terminación se realiza con un empacador recuperable o
permanente, el yacimiento puede tener contactos Gas-Aceite o Aceite- Agua,
ya que mediante la cementación de la TR se puede seleccionar el intervalo

36 | P á g i n a
para la terminación. Como en el caso de la terminación sencilla en agujero
entubado y TP franca, el tipo de empacador depende de las presiones que se
esperen del yacimiento, así como del tipo de hidrocarburo o gas.
Las ventajas de la terminación sencilla en agujero entubado con TP,
empacador y accesorios son las que se presentan anteriormente, atribuidas a
la terminación en agujero descubierto.
3.2.3 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS
EMPACADORES Y TR CEMENTADA
Para llevar a cabo este tipo de terminación se debe contar con los dos
empacadores, superior recuperable e inferior permanente. Entre ambos
empacadores y sobre el empacador superior, la TP cuenta con accesorios.
Además, en esta terminación se cuenta con más de un yacimiento con su
respectiva TR cementada.
Las principales ventajas-desventajas en la terminación selectiva con dos
empacadores en agujero entubado se presentan en la siguiente tabla:
 Este tipo de terminación es óptima en
casos de pozos en los que su acceso es
complicado, en la zona marina esta
terminación se recomienda.
 Una de las grandes ventajas que tiene
esta terminación, es que se pueden hacer
producir dos intervalos productores al
mismo tiempo, o individualmente.
 Representa un mayor costo que las
terminaciones anteriormente
mencionadas.
 Se tiene mayor tiempo al realizar la
terminación con los accesorios en la TP,
esto conlleva a realizar más viajes en la
instalación y desmantelamiento de los
accesorios.
 Para realizar los disparos de los intervalos
elegidos, es necesario que el pozo se
encuentre lleno de lodo de perforación,
esto con la finalidad de evitar cualquier
tipo de brote o arranque del pozo,
derivado de un mayor daño a la
formación.
Tabla 6. Ventajas y Desventajas de la Terminación Sencilla Selectiva con dos Empacadores y TR
Cementada.
3.2.4 TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES
Este tipo de terminación se caracteriza por ser óptimo cuando se requiere
explotar al mismo tiempo dos intervalos productores en donde las
características de ambos son distintas.

37 | P á g i n a
Las principales ventajas-desventajas en la terminación selectiva con dos
empacadores en agujero entubado se presentan a continuación:
 Cuando alguno de los dos intervalos
empieza a producir fluidos no deseados
(fluidos corrosivos, gas sulfhídrico, gases
combustibles, etc.) ésta terminación tiene
la ventaja de que se puede cerrar dicho
intervalo (con el fluido indeseable) sin que
el otro deje de estar produciendo.
 Tiene la facilidad de producir
independiente-mente y al mismo tiempo
dos intervalos, sin considerar las
diferencias existentes entre ambos.
 Existe daño a la formación por
penetración de los disparos el cual
conlleva a que exista una mayor
complejidad para llevar a cabo una
inducción del pozo.
 Mayor tiempo de operación.
Tabla 7. Principales Ventajas y Desventajas en la Terminación Doble con Dos TP y Dos Empacadores.
3.2.5 TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TP, UN
EMPACADOR DOBLE MÁS UN EMPACADOR SENCILLO Y
ACCESORIOS
De los tipos de terminación anteriormente mencionadas, esta terminación
resulta ser la más compleja de llevar a cabo. Mediante ésta, es posible explotar
más de uno o varios intervalos productores en forma independiente.
Las principales ventajas-desventajas en una terminación selectiva con dos
empacadores en agujero entubado se presentan en la tabla siguiente:
 Se puede seleccionar el intervalo a
explotar deseado o explotar al mismo
tiempo todos los intervalos.
 Tiene la ventaja de que, si un intervalo
comienza a producir fluidos no
deseados, éste se puede cerrar por un
período de tiempo sin que dejen de
producir los demás.
 Se tiene un mayor tiempo al realizar la
terminación por los múltiples accesorios
a usar.
Tabla 8. Principales Ventajas y Desventajas en la Terminación Doble con dos TP y dos Empacadores.
3.3 TERMINACIÓN SIN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN
Un pozo con terminación sin tubería de producción o también llamado
Tubingless es aquel en donde la sarta de perforación, después de haber
perforado la última etapa, se cementa y a su vez se usa para producir, evitando

38 | P á g i n a
así el uso de accesorios empleados en la terminación (empacador, camisa,
entre otros).
Esta terminación es la más económica, pero es aplicable únicamente para
profundidades someras y medianas sin rebasar los 4,000 m; son ideales para
pozos de un solo yacimiento, aunque se pueden explotar yacimientos
simultáneos. La profundidad y la temperatura son la mayor limitante en estas
terminaciones.
3.4 TERMINACIONES INTELIGENTES
Se le denomina terminación inteligente a la terminación de un pozo en la que
el control de flujo o inyección toma lugar en el fondo del pozo sin intervención
física, con o sin monitoreo activo, se aplica en pozos inteligentes, los cuales
tienen la finalidad de eliminar las intervenciones y de obtener información en
forma remota y en tiempo real que permita tomar acciones preventivas con
miras a maximizar el pozo y el yacimiento. Generalmente se usan sofisticados
medidores de fondo de pozo, los cuales suministran datos continuos y
proveen vínculos con los dispositivos remotos de control de flujo. Esta
instrumentación inteligente permite que el operador cambie las
características del flujo, controlando así los llamados flujos preferenciales y
es una realidad la caracterización del yacimiento y el manejo de la producción
en tiempo real con la aplicación de esta tecnología.
 Mayor monitoreo y control sobre los
pozos.
 Reducción del tiempo de respuesta.
 Flexibilidad a distancia en la toma de
decisiones.
 Reducción de operaciones complejas
durante las intervenciones.
 Altos costos de los equipos y
herramientas.
Tabla 9. Principales Ventajas y Desventajas en las Terminaciones Inteligentes.
El principal propósito en la Terminación Inteligente consiste en lograr una
integración segura y confiable del aislamiento zonal, el control de flujo, el
monitoreo permanente y el control de la producción de arena.

39 | P á g i n a
CAPÍTULO 4. ESTIMULACIONES
4.1 DAÑO A LA FORMACIÓN
El daño a la formación es un parámetro muy importante a considerar en la
industria petrolera, dado que la identificación y cuantificación de este nos
permite mejorar la productividad del pozo.
El daño a la formación es la obstrucción parcial o total y natural o inducida,
que se presenta en la roca al flujo de fluidos de la formación al pozo o del pozo
a la formación. Esto implica que con el daño a la formación se alteren las
propiedades petrofísicas importantes de la roca como la porosidad y la
permeabilidad (Zapata, 1983).
4.2 CÁLCULO DEL DAÑO
Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (K) y porosidad
(φ) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada que en la
bibliografía se la conoce como piel (“SKIN”), que puede tener pocos
milímetros hasta varios centímetros de profundidad.
El daño a la formación (skin) es una variable adimensional y compuesta. En
general cualquier fenómeno que cause distorsión de las líneas de flujo de su
patrón perfectamente normal al pozo, o una restricción física al flujo (que
puede verse como una distorsión a escala de garganta de poro), resultará en
un valor positivo de daño.
El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos:
 En un pozo de gas cuando la RLG >100Bl/MMPC.
 En un pozo de petróleo cuando la RGP >1000 PCN/Bl.
 Si hay producción de tres fases.
 Cuando Pr - Pwf > 1000 lb/pg2.
 Cuando hay altas tasas de flujo Q/h > 20 BPD/pies.
 Cuando se dispara con un rango menor de 4 TPP.
 Pr > Pb y Pwf < Pb (separación de gas en la parte aledaña del pozo).

40 | P á g i n a
4.2.1 Análisis Cuantitativo del Daño de Formación
El daño de formación se mide mediante el coeficiente “S” que se denomina
severidad. Este daño tiene diversos valores, que pueden llegar a ser muy
grandes.
Se define como radio equivalente:
𝒓′𝒘 = 𝒓𝒘 ∗ 𝒆−𝒔
De esta forma, con el radio equivalente se calcula el índice de productividad
IP:
𝑰𝑷 =
𝒌 ∗ 𝒉
𝜶𝒓 ∗ 𝑩𝒐 ∗ 𝝁 ∗ 𝒍𝒏 (𝒓𝒆/𝒓𝒘
′ )
=
𝑸
𝑷𝒆 − 𝑷𝒘𝒇
Donde:
K: Permeabilidad.
h: Espesor de la capa o nivel.
αr: Coeficiente de unidades.
Bo: Factor volumétrico del petróleo.
µ: Viscosidad absoluta.
re: Radio de drenaje.
r’w: Radio equivalente del pozo.
rw: Radio del pozo perforado.
Q: Caudal de producción.
Pe: Presión estática de la formación.
Pwf: Presión dinámica de la formación.
S: Daño total de la formación.
Se sabe que el daño afecta solo a una zona en las inmediaciones del pozo,
que no está muy bien definida, en la cual la permeabilidad se afecta. Esta zona
se la denomina piel (skin) y tiene un radio medido desde el centro del pozo
que se estima mediante registros geofísicos como el microlateral o de
proximidad.
El daño en la formación se determina mediante ensayos, pero si no se tiene
datos precisos se estima mediante la relación de permeabilidades y radios del
skin y la formación.

41 | P á g i n a
𝑺 = (
𝒌
𝒌𝒔𝒌𝒊𝒏
− 𝟏) ∗ 𝒍𝒏 (
𝒓𝒔𝒌𝒊𝒏
𝒓𝒘
)
Donde:
K: Permeabilidad media de la formación productiva.
Kskin: Permeabilidad media de la zona afectada por el daño (skin).
rskin: Radio desde el centro del pozo al borde externo del skin.
rw: Radio del pozo.
Por lo que se deduce:
a) Si Kskin < K, S > 0, el pozo tiene daño.
b) Si Kskin = K, S = 0, el pozo no tiene daño.
c) Si Kskin > K, S < 0, el pozo fue estimulado.
A continuación la siguiente tabla indica los valores de daño que se producen
en un pozo:
Condición del Pozo Valor del Daño (S)
Altamente Dañado S > 10
Dañado S > 0
Sin Daño S = 0
Acidificado -1 < S < -3
Fracturado -2 < S < -4
Masivamente Fracturado S < -5
Tabla 10. Clasificación del Daño a la Formación.
4.2.2 Pseudodaño
Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común,
hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskin
(Pseudodaño) y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el
verdadero daño de la formación; hay 2 contribuciones:
1. Se relaciona al daño de formación, que actúa directamente en el sistema
poroso, disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del skin.
2. Se relaciona con un daño superficial en la cara de la formación
(sandface) y tiene que ver con el desgaste mecánico producido en la
barrena por el contacto y el desgaste mecánico que se produce por el
flujo en la perforación.
El skin de origen mecánico es comúnmente llamado pseudodaño, mientras
que el daño de formación es el único realmente originado dentro de la
formación, y no tiene efecto ni relación con el skin de origen mecánico.

42 | P á g i n a
El Skin total, debido al daño verdadero y pseudodaño se le puede diferenciar
mediante la siguiente ecuación:
𝑺 = 𝑺𝒅 + 𝑺𝒑𝒑 + 𝑺𝒑𝒆𝒓𝒇 + 𝑺𝒕𝒖𝒓𝒃 + 𝑺𝒔𝒘 + 𝑺𝒈𝒑
Donde:
S= Skin total.
Sd= Skin debido a la alteración de permeabilidad en el área cercana al pozo.
Spp= Skin debido a una terminación parcial.
Sperf= Skin debido al tipo de disparo.
Sturb= Skin debido a la turbulencia de flujo.
Ssw= Skin debido a la inclinación del pozo.
Sgp= Skin debido a un emplazamiento de grava.
4.2.3 Pseudodaños y Configuración del Pozo
Los pseudodaños remanentes después de la terminación pueden ser
atribuidos directamente al pozo. No todos estos tienen que ver con el daño
verdadero, tienen origen mecánico o físico.
Siempre se encuentran pseudoskins negativos en pozos desviados, el
alejamiento negativo es función del ángulo de desviación del pozo y de la
dureza de la formación.
4.2.4 Pseudodaños y Condiciones de Producción
Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir
a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir
a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual
que durante la perforación. El correspondiente pseudodaño positivo es
proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este
valor crítico, tal pseudodaño no existe, puesto que no hay desgaste mecánico
en el sandface producido por la relación de flujo. La variación del diámetro del
pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de
laminar a turbulento y crear un pseudodaño que se suma al daño real de la
formación.
Si se perfora a velocidad alta de penetración se puede causar que la presión
en las inmediaciones del pozo caiga por debajo del punto de burbuja de los

43 | P á g i n a
hidrocarburos, y puede crearse un pseudodaño positivo como consecuencia
del bloqueo producido por el gas, de la misma manera si se produce gas
condensado por debajo del punto de rocío, resultan líquidos emergiendo
alrededor del pozo y alterando el flujo, ambos fenómenos son efectos de la
permeabilidad relativa, pero nunca se manifiestan por sí mismos como
pseudodaños positivos.
4.3 CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN
4.3.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN GRUBB-MARTIN
Se puede clasificar el daño a la formación en somero y profundo (Grubb &
Martin, 1963).
Daño somero es causado por:
 Partículas de lodo de perforación y otros sólidos.
 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de formación en zona
invadida por el filtrado de lodo.
 Emulsiones.
 Aguas incompatibles.
 Parafinas e incrustaciones.
Daño profundo es causado por:
 Bloqueo por agua.
 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de formación por la baja
salinidad del agua de inyección.
 Aceites pesados, crudo en zona de gas o zonas de gas y condensado.
 Re-precipitación de fierro durante un tratamiento de acidificación.
 Tratamientos forzados de inhibidores de incrustación.
4.3.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN ROBBERTS- ALLEN
Se clasifica el daño a la formación en daño por sólidos o por el filtrado de
fluido (Allen & Robets, 1978):
Daño causado por sólidos consiste en:
 Materiales para dar peso.
 Arcillas.
 Materiales para dar viscosidad.
 Materiales para controlar la pérdida de fluido.
 Materiales para controlar la pérdida de circulación.
 Sólidos triturados provenientes de la perforación.

44 | P á g i n a
 Partículas de cemento.
 Detritos de las pistolas.
 Incrustaciones de polvo.
 Oxido de las tuberías.
 Sales no disueltas.
 Empaques de grava o arena fina de fracturamientos.
 Incrustaciones precipitadas.
 Parafinas o asfáltenos.
Daño causado por el filtrado del fluido:
 Solución acuosa con cationes, aniones y surfactantes de diferentes
tipos y concentraciones.
 Solución oleosa con surfactantes.
El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos,
al presentarse en cualquiera de las etapas de vida del pozo. Todo pozo en su
inicio de explotación o durante la misma, se daña en menor o mayor grado y
se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones
naturales de producción, esta remoción puede resultar difícil y costosa.
4.4 TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN
Después de la terminación del pozo, en una reparación mayor o en el
desarrollo de la vida productiva del mismo, generalmente se requiere
restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector.
Como ya se ha dicho, el objetivo de una estimulación es la restauración del
daño ocasionado durante la perforación, terminación, reparación o durante la
vida productiva del pozo.
A continuación, se observa la clasificación de las estimulaciones, donde se
indica la clasificación de las estimulaciones según el volumen por usar, así
como la clasificación de éstas según el tipo de reactivo empleado:
Figura 15. Clasificación de Estimulaciones según el Tipo de Reactivo.
Clasificación de estimulación en base al reactivo
Estimulación Reactiva
Estimulación no Reactiva

45 | P á g i n a
4.4.1 ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA)
Es en la que los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente al disolver
materiales que dañan la formación y a los sólidos de la roca. Se usan para la
remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones
inorgánicas. Los fluidos por usar principalmente son los sistemas ácidos. El
éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema acido.
Los tipos de ácidos que se usan en esta estimulación son los ácidos
orgánicos e inorgánicos.
4.4.1.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS
Figura 16. Ácidos Inorgánicos.
4.4.1.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS
Figura 17. Ácidos Orgánicos.
Ácido Clorhídrico:
•El ácido clorhídrico es el que más se usa en la estimulación de pozos; es
una solución de hidro cloro en forma de gas en agua y se disocia en agua
rápidamente y completamente hasta un límite de 43% en peso a
condiciones estándar y esto le da la condición de ácido fuerte. El ácido
clorhídrico reacciona con material calcáreo compuesto principalmente de
calcita y dolomía.
Ácido Fluorhídrico:
•El ácido fluorhídrico es el único tipo de ácido que permite la disolución de
minerales sílicos como las arcillas, feldespatos, arena (cuarzo), etc.
Además de reaccionar con estos materiales, también reacciona con
minerales calcáreos y con los iones positivos de la salmuera de la
formación. Sin embargo, los productos de reacción son insolubles en agua,
por lo que se deben realizar pruebas rigurosas de compatibilidad.
Ácido acético:
•Este tipo de ácido fue el primer ácido orgánico que se usó en la
estimulación de pozos, es un ácido débil debido a que su ionización en
agua es parcial y ocurre lentamente, se usa como ácido retardado. Su
poder de disolución es menor que la del ácido clorhídrico, pero es menos
corrosivo, su principal empleo en carbonatos como en calizas y dolomías
a altas temperaturas.
Ácido fórmico:
•Este ácido tiene mayor poder de disolución que el ácido fluorhídrico pero
menor que el clorhídrico, se usa combinado con el ácido clorhídrico o el
ácido fluorhídrico en concentraciones del 10%, a concentraciones
mayores los productos de reacción son gelatinosos y difíciles de extraer.

46 | P á g i n a
4.4.2 ESTIMULACIÓN NO REACTIVA
Las estimulaciones no reactivas son aquellas donde los fluidos de tratamiento
no reaccionan químicamente con los materiales sólidos de la formación. Los
fluidos que se emplean son el fluido base (aceite, xileno, alcohol, etc.) y un
agente activo siendo el surfactante el de más uso.
El surfactante es un compuesto de moléculas orgánicas caracterizadas por
formar dos grupos químicos, uno soluble en agua (hidrofílico) y otro soluble
en aceite (lipofílico). El daño susceptible de ser removido con una
estimulación no reactiva es:

 Cambio de mojabilidad.
 Bloqueo por emulsiones o invasión de finos.
 Daño por depositación de material orgánico (asfáltenos y parafinas).
Figura 18. Figura. Clasificación de estimulaciones según el volumen a utilizar.
4.4.3 ESTIMULACIÓN DE LIMPIA
El objetivo principal de este tipo de estimulación es eliminar el daño
ocasionado por los disparos y el fluido de perforación. Esto obliga en lo
general a estimular el pozo inmediatamente después de efectuar los disparos.
Esta estimulación se caracteriza por usar pequeños volúmenes de soluciones
reactivas o no reactivas que no sobrepasan los tres pies de profundidad y son
inyectados a gastos bajos, de 2 a 3 barriles por minuto.
4.4.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL
Los procedimientos de la estimulación matricial se caracterizan por gastos de
inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permite una
penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en
las inmediaciones del pozo.
El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la
selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección
es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían
ampliamente, entre los más importantes están: el tipo, severidad y
Clasificación en base al volumen a
utilizar
Estimulación de limpia.
Estimulación Matricial.
Estimulación por fracturamiento.

47 | P á g i n a
localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la
formación.
La estimulación matricial se divide en dos grupos que son:
 Estimulación matricial ácida.
 Estimulación matricial no ácida.
La selección del tipo de estimulación matricial es función del tipo de minerales
y formación que se desea estimular, para ambos tipos de estimulación
matricial se bombea el fluido estimulante a gastos bajos (2 a 6 barriles por
minuto).
4.4.5 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO
Este tipo de estimulación se caracteriza por el empleo de grandes volúmenes
de fluido reactivo inyectado a alto gasto (de 6 a 20 barriles por minuto) a fin
de rebasar la presión de fractura. Esta estimulación se usa cuando la
permeabilidad de la formación es baja, dado que lo que se requiere al realizar
esta operación es inyectar el fluido estimulante a un gasto alto para fracturar
la formación, con lo que se genera una presión hidrostática del fluido
estimulante mayor a la presión de fractura de la formación causando la
fractura, generando así la apertura de canales, es decir incrementando o
restableciendo la permeabilidad y/o porosidad.

48 | P á g i n a
CAPÍTULO 5 FLUIDOS DE TERMINACIÓN
5.1 BACHES
En la operación de lavado de pozos se usan diferentes tipos de baches con
funciones distintas cada uno de ellos.
 Fluido espaciador.
 Fluido lavador.
 Fluido viscoso.
 Fluido de terminación.
5.1.1 BACHE LAVADOR
En los baches lavadores el esfuerzo de corte es proporcional a la velocidad
de corte; por lo tanto la viscosidad es constante.
Un lavado de pozos más eficiente se logra cuando el flujo del fluido lavador
alcanza el punto en donde se vuelve un régimen turbulento; esto es gracias a
que el fluido contiene más energía y esta es capaz de remover los sólidos
adheridos en las paredes del pozo con mayor facilidad, por lo tanto, un buen
criterio es predecir las condiciones en las cuales se inicia el fenómeno de
turbulencia. Para obtener el tipo de flujo que se presenta en las diferentes
secciones del sistema, es necesario conocer el número de Reynolds. Se sabe,
que a fin de alcanzar un régimen turbulento en este tipo de fluidos, se requiere
alcanzar el número de Reynolds mayor a 2100; en otras palabras, éste es el
número de Reynolds crítico.
𝑵𝑹𝑬 ≥ 𝟐𝟏𝟎𝟎 ⇒ 𝑭𝒍𝒖𝒋𝒐 𝑻𝒖𝒓𝒃𝒖𝒍𝒆𝒏𝒕𝒐
𝑵𝑹𝑬 ≤ 𝟐𝟏𝟎𝟎 ⇒ 𝑭𝒍𝒖𝒋𝒐 𝑳𝒂𝒎𝒊𝒏𝒂𝒓
Dado que se conoce el número de Reynolds para alcanzar la geometría de
flujo crítica y las propiedades del fluido lavador, se calcula la velocidad
mínima requerida para alcanzar las condiciones de flujo turbulento.
Asimismo, se necesita determinar el gasto requerido en la operación de
desplazamiento del fluido lavador.
𝐕
̅ =
𝑵𝑹𝑪 𝝁
𝒅𝟐
𝟐
− 𝒅𝟏
𝟐
𝝆 ∗ 𝟔𝟑𝟏𝟖. 𝟕

49 | P á g i n a
𝒒𝒎í𝒏 = 𝟐. 𝟒𝟒𝟖 ∗ 𝐕
̅ (𝒅𝟐
𝟐
− 𝒅𝟏
𝟐
)
Para saber si la operación se efectúa de manera correcta, se realiza el cálculo
de la eficiencia de transporte de los sólidos en el sistema, la cual es función
de la velocidad del fluido y la velocidad del desplazamiento de las partículas
sólidas.
𝒗𝒔𝒍 =
(𝟏𝟏𝟓𝟐)(𝝆𝒔 − 𝝆)(𝒅𝒑
𝟐
)
𝝁
𝑭𝑻 = 𝟏 −
𝒗𝒔𝒍
𝒗𝒇𝒍
Donde:
𝐹𝑇 = Factor de transporte en (%).
𝑣𝑠𝑙. = Velocidad de deslizamiento en (pies/seg).
𝑣𝑓𝑙 = Velocidad de los baches en (pies/seg).
𝜌𝑠 = Densidad de la partícula en (gr/cc).
𝑑𝑝 = Diámetro de la partícula en (pg.).
𝜌 = Densidad de los baches en (gr/cc).
La velocidad de desplazamiento es función de las características del fluido
lavador y las características de las partículas sólidas a transportar. En este
proceso se presentan diferentes partículas, como lo son los principales
componentes del lodo de perforación (barita, bentonita), algunos residuos de
cemento, contaminantes de procesos previos, sedimentos de la formación,
etc. La barita o sulfato de bario (BaSO4) es una de las partículas más pesadas
en el proceso con una densidad de 4.20gr/cc, por lo que el análisis del proceso
será asertivo sí se considera a la barita como el principal sólido a evaluar.
5.1.2 BACHE VISCOSO
Los fluidos viscosos a diferencia de los fluidos que son lavadores se
comportan como fluidos que no siguen el comportamiento de los
newtonianos. Estos se ajustan a un modelo de potencias en donde se utiliza
un viscosímetro Fann y se somete a pruebas con diferentes revoluciones del
viscosímetro, al colocar los datos en una gráfica que es la lectura de la
herramienta y en el otro eje las revoluciones a usar, asimismo se colocan los

50 | P á g i n a
mismos datos, pero ahora en una gráfica con coordenadas logarítmicas y
lineales.
El modelo de la ley de potencias requiere dos parámetros para su
caracterización: el índice de comportamiento y el índice de consistencia.
El primero se considera como una medida del grado de desviación de un
fluido con comportamiento newtoniano; con un valor de uno, el fluido se
comporta como fluido Newtoniano. Por otra parte, el segundo parámetro es
indicativo del grado de bombealidad o espesamiento del fluido. Estos índices
se obtienen empleando las lecturas del viscosímetro rotacional “Fann”.
Figura 19. Viscosímetro comercial FANN 35 basado en flujo Couette.
En el modelo de la ley de potencias se requiere calcular la viscosidad aparente
para obtener el número de Reynolds; en función de los índices que
caracterizan el flujo, asimismo de la velocidad de flujo y geometría de flujo.
A fin de alcanzar condiciones de turbulencia, se tiene que generar un número
de Reynolds mayor al número de Reynolds crítico, este número crítico está en
función del índice de comportamiento del flujo.
Debido a la alta viscosidad de los baches de este tipo, es difícil alcanzar las
condiciones de turbulencia en la tubería del pozo, por lo que se tienen que
modificar las viscosidades a niveles donde se presente la mejor eficiencia de
transporte.

51 | P á g i n a
Figura 20. Diagramas de la ley de potencia.
5.1.3 BACHE ESPACIADOR
Son los baches que se usan para separar físicamente dos líquidos que tengan
características y propiedades distintas, funciones especiales al otro. Los
fluidos de terminación tienden a contaminarse, por lo que el bache espaciador
se usa para que no se mezclen el líquido previo en el pozo y el próximo a usar,
este bache debe ser compatible con ambos. El espaciador más común
utilizado es el agua mezclada con químicos que la adecuan en cada caso.
Los baches lavadores se usan cuando se requiere retirar el lodo de
perforación y hacer una terminación del pozo. Por lo que un bache espaciador
se introduce al pozo, seguido de un bache lavador y viscoso.
5.2 FLUIDOS EMPACADORES
Los fluidos empacantes o empacadores son aquellos fluidos (generalmente
líquidos) que se encuentran en el espacio anular comprendido entre la tubería
de producción y la tubería de revestimiento, de la profundidad del empacador
hasta el cabezal de la tubería, la razón principal de la existencia de los fluidos
empacantes, es la protección de las tuberías ante los efectos de corrosión así
como la facilidad que estos generan al momento de sacar el aparejo de
producción, se ha comprobado que la pegadura de sellos multi-v puede
mitigarse con el empleo de estos fluidos.

52 | P á g i n a
Existen básicamente dos tipos de fluidos empacadores; los de base aceite los
cuales pueden formar emulsiones, usando aceite – diésel y el resto agua en
una proporción del 10% al 35% según las necesidades de densidad o
únicamente el diésel y los fluidos base agua, los cuales tienen como
componente principal agua dulce o agua de mar.
Los fluidos base aceite presentan una mayor estabilidad que los preparados
con agua, debido a la naturaleza del aceite diésel ya que se trata de un
solvente no polar.
Figura 21. Tipos de Fluidos Empacadores.
Los fluidos base se usan sin densificar agregando inhibidores de corrosión,
bactericidas, viscosificantes, alcalinizantes, secuestrantes de O2, controlador
de pH. Esto depende de las condiciones requeridas del pozo.
La selección del tipo de fluido empacador a utilizar se debe seleccionar
tomando en cuenta factores como:
 Corrosión.
 Densidad.
 Temperatura de cristalización.
 Aislamiento térmico.
 Costos.
 Daño a la formación.
5.3 FLUIDOS EMPACADORES BASE ACEITE
Los fluidos empacadores base aceite, como su nombre lo indica se formulan
con fluidos base aceite-diésel, entre sus principales características destacan
Fluidos
Empacadores
Fluidos Base
Aceite
Diésel
Emulsión
Diésel -
Salmuera
Diésel
Gelificado
Fluidos Base
Agua
Agua Dulce o
de Mar
Fluidos de
Perforación
Salmueras
Claras
Salmueras
con
Biopolímeros

53 | P á g i n a
su baja conductividad térmica, baja viscosidad, su gravedad específica está
determinada por su composición química, además que estos fluidos son
sensibles a la temperatura.
Se pueden clasificar los fluidos empacadores base aceite en:
 Diésel.
 Emulsión Diésel - Salmuera.
 Diésel Gelificado.
En el caso del diésel no tiene problemas de emulsificación y cambios de
mojabilidad, pero debe considerarse su contenido de azufre para evitar el
daño a los elastómeros del empacador por lo que se recomienda su control
de calidad.
Estos fluidos evitan la corrosión de las tuberías debido a su naturaleza no
polar, su conductividad térmica es menor a los de base agua. Las principales
ventajas de emplear este tipo de fluidos son:
 Es un buen aislante térmico.
 Evita la corrosión en las tuberías.
 No genera daños en la formación.
 Estable a altas temperaturas.
 Su composición es libre de sólidos.
Por otra parte, este tipo de fluido empacador presenta las principales
desventajas de costo elevado y su imposibilidad para densificar.
5.3.1 EMULSIÓN DIÉSEL SALMUERA
Las emulsiones inversas son estables a temperaturas altas y pueden densificarse
con sales en la fase acuosa para evitar la precipitación de material sólido y daño
a la formación. El inconveniente es que pueden dañar la formación debido a
cambio de mojabilidad por los emulsificantes o puede romperse la emulsión
separándose las fases. Las principales ventajas del fluido empacador emulsión
diésel salmuera son:
 La corrosión que se pueda generar es baja.
 Su comportamiento es estable cuando existen altas temperaturas.
 Evita daño a la formación.

54 | P á g i n a
 Sí es posible densificar el fluido.
La principal desventaja de este tipo de fluido empacador es el costo alto.
5.3.2 DIÉSEL GELIFICADO
Los fluidos diésel gelificados son de una tecnología reciente y se usan en
forma efectiva cuando se tiene problemas de parafinas y asfáltenos. Las
principales ventajas del fluido empacador base aceite tipo diésel gelificado
son:
 Evita corrosión en tuberías.
 Genera un excelente aislamiento térmico.
 Su comportamiento es estable cuando existen altas temperaturas.
 Sí es posible densificar el fluido.
La principal desventaja de este tipo de fluido es que al igual que los demás
fluidos empacadores base aceite, es de alto costo.
5.4 FLUIDOS EMPACADORES BASE AGUA
El agua es el fluido base para formular salmueras, a la cual se le agregan sales
para densificar y aditivos de control de pérdida de fluido, inhibidores de
arcillas y de corrosión, controlador del pH., secuestrantes de O2.
La compatibilidad química entre los componentes es vital, el agua que se usa
como fluido base debe estar libre de sólidos y no contener sales o iones en
solución. Debido a su gran habilidad para disolver un gran número de
compuestos inorgánicos si no se tiene un control estricto de los iones en
solución, pueden volver a reaccionar formando precipitados insolubles en el
pozo, por lo tanto, la calidad del agua usada para preparar los fluidos
empacadores debe cumplir parámetros de calidad específicos.
Se pueden clasificar los fluidos empacadores base agua en:
 Agua dulce o agua de mar.
 Fluidos de perforación.
 Salmueras claras.
 Salmueras con biopolímeros.

55 | P á g i n a
5.4.1 AGUA DULCE O AGUA DE MAR
La densidad tanto de agua salada o agua dulce limita la aplicación de estos
fluidos pues hace difícil el cumplimiento de los requerimientos de
propiedades necesarias para los fluidos por otra parte tiene la ventaja de la
disponibilidad del agua de mar cuando se está perforando en pozos costa
afuera.
 Bajo costo.
 No contiene sólidos.
 No contamina.
 Buena disponibilida
 Puede ocasionar problemas de
corrosión.
 Daño a la formación.
 No se puede densificar.
 No tiene alta capacidad como aislante
térmico.
Tabla 11. Ventajas y Desventajas del uso del Agua Dulce o Agua de Mar.
5.4.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN
Los fluidos de perforación comúnmente se usan debido a su disponibilidad,
pero no todos pueden reunir las condiciones requeridas en cuanto a
contenido de sólidos y composición química. El acondicionamiento requiere
un costo adicional que puede resultar costoso.
Un problema con su uso es la presencia de aditivos que se pueden degradar
y formar H2S y CO2. Entre las principales ventajas de utilizar fluidos de
perforación se encuentran:
 Se puede densificar.
 El costo es bajo.
Las principales desventajas al emplear fluidos de perforación como fluidos
empacantes son:
 Genera daño a la formación debido al alto contenido de sólidos.
 Puede generar problemas de corrosión si no es tratado adecuadamente,
pues los aditivos se degradan con el incremento de temperatura y
forman compuestos como H2S y CO2.
 Se pueden asentar los sólidos sobre el empacador y la tubería que
pueden dificultar la recuperación del aparejo.

56 | P á g i n a
 Se puede concluir que aunque este tipo de fluidos es de bajo costo
como fluidos empacadores, no se suele emplear debido a las
desventajas que estos presentan.
5.4.3 SALMUERAS CLARAS
Las salmueras claras tienen agua dulce como fluido base y se adicionan sales
dobles o triples según los requerimientos de densidad y composición de la
formación, su uso es común debido que se puede evitar el daño a la
formación, controlar la corrosión y densificar en un amplio rango, pero por el
contrario tiene el inconveniente de que a temperaturas altas aumenta la
velocidad de corrosión.
Las sales dobles y triples en presencia de CO2 y presión producen
precipitados. La solubilidad del hierro con la salmuera a temperaturas de 273
oC produce precipitados aun usando inhibidor de corrosión. Las salmueras
que contienen bromuros y cloruros son corrosivas y tóxicas por lo que existe
una normatividad ecológica estricta en cuanto a su manejo y disposición final
que debe observarse.
Se debe evaluar su uso mediante un análisis costo-beneficio. En temperaturas
bajas debe de considerarse el fenómeno de cristalización en procesos de
enfriamiento como en el caso de pozos costa afuera con tirantes de agua
profunda.
A continuación, se enlistan las principales ventajas y desventajas del uso de
salmueras claras como fluido empacador.
 No contienen sólidos.
 No dañan la formación.
 Pueden densificarse según los
requerimientos.
 Tienen baja capacidad como aislante
térmico.
 Cuando se tienen altas temperaturas no
son muy estables.
 Pueden generar problemas de corrosión
si no es tratado.
 Algunas salmueras triples pueden ser
tóxicas, corrosivas y de alto costo.
Tabla 12. Ventajas y Desventajas del uso de Salmueras Claras.
5.4.4 SALMUERAS CON BIOPOLÍMEROS
Los formiatos (los cuales son una clase de sales producidas a partir de la
neutralización del ácido fórmico con un hidróxido u óxido metálico) de sodio,
potasio y cesio, tienen la ventaja con respecto a las salmueras (anteriormente
mencionadas) que son muy estables con la temperatura y amigables con el

57 | P á g i n a
medio ambiente, además que la velocidad de corrosión de tuberías es menor,
se puede utilizar goma xantana como viscosificante; la cual soporta
temperaturas altas, además que es biodegradable.
Las principales ventajas y desventajas al emplear fluidos empacadores base
agua de salmueras con biopolímeros son las siguientes:
 No dañan la formación.
 Son estables a altas temperaturas.
 No contaminan.
 No contienen sólidos.
 Su densificación es posible.
 El costo de los biopolímeros es alto.
 Si no se trata debidamente, se pueden
generar problemas de corrosión.
 Tienen baja capacidad como aislante
térmico.
Tabla 13. Ventajas y Desventajas del uso de Salmueras con Biopolímeros.
La siguiente tabla contrasta una los fluidos empacadores y los criterios de
selección de dichos fluidos, permite visualizar las características de los
distintos fluidos empacadores con la respuesta a cada parámetro, así como el
grado de afectación. Esta tabla ayuda a la selección del fluido empacador más
adecuado durante la terminación.
BASE ACEITE BASE AGUA
PARÁMETRO DIÉSEL
DIÉSEL -
SALMUERA
DIÉSEL
GELIFICADO
AGUA
DULCE O
SALADA
FLUIDO DE
PERFORACIÓN
SALMUERA
DE BAJA
DENSIDAD
SALMUERA
CON
BIOPOLÍMEROS
DAÑO A LA
FORMACIÓN
BAJO BAJO BAJO VARÍA ALTO BAJO BAJO
DENSIDAD BAJA AMPLIA MEDIA BAJA
AMPLIO
RANGO
MEDIA ALTA
CORROSIÓN BAJO BAJO BAJO MEDIO ALTO
AMPLIO
RANGO
BAJO
AISLAMIENTO
TÉRMICO
BUENO REGULAR EXCELENTE MALO MALO REGULAR REGULAR
ECOLOGÍA REGULAR MALO REGULAR BUENO MALO MALO MALO
COSTO ALTO ALTO ALTO BAJO MEDIO MEDIO ALTO
ESTABILIDAD
DE
TEMPERATURA
EXCELENTE BUENA BUENA BUENA MEDIA BUENA BUENA
Tabla 14. Parámetros para selección de fluido empacador.

58 | P á g i n a
CAPÍTULO 6. DISEÑO DE DISPAROS
Durante la etapa de terminación de los pozos el disparo en la producción es
la fase más importante, debido a que permite establecer comunicación de los
fluidos entre el cuerpo productor y la tubería de revestimiento, por lo que un
disparo bien diseñado posibilita el flujo de los hidrocarburos en forma
eficiente. La operación de disparo no es una técnica aislada, debiendo
prestarle atención particular en la selección del diámetro de la tubería de
producción, ya que este condicionará el diámetro exterior de las pistolas y las
cuales tendrán mayor o menor penetración de acuerdo a su diámetro.
El grado de la tubería de revestimiento, densidad del disparo, tipo de
formación, humedad y temperatura, son algunos de los factores que pueden
afectar el resultado de los disparos.
6.1 PISTOLAS HIDRÁULICAS
Una acción cortante se obtiene lanzando a chorro un fluido cargado de arena,
a través de un orificio, contra la tubería de revestimiento. La penetración se
produce generalmente a medida que la presión en el fondo del pozo aumenta
de 0 a 300 lb/pg2. La penetración puede incrementarse apreciablemente
adicionando nitrógeno a la corriente del fluido.
6.2 CORTADORES MECÁNICOS
Se han usado cuchillas y herramientas de molienda para abrir ranuras o
ventanas para comunicar el fondo del pozo con la formación. Para controlar
la producción de arena en algunas áreas se emplea como procedimiento
estándar la apertura de una ventana en la tubería de revestimiento, el
escariamiento y el empacamiento con grava.
6.3 TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS
El taponamiento de los disparos con residuos del recubrimiento metálico
puede ser muy severo. Mediante el empleo de recubrimientos cónicos
elaborados con metal pulverizado, los residuos mayores han sido eliminados
en varias de las cargas especiales. Los residuos del recubrimiento también
se forman, y son acarreados al fondo del agujero en forma de partículas del
tamaño de arena o más pequeñas. Las pruebas superficiales a presión
atmosférica, no son confiables para evaluar este tipo de taponamiento de los

59 | P á g i n a
disparos, debido a que los residuos frecuentemente son desviados de los
disparos a la presión atmosférica.
Los disparos tienden a llenarse con roca triturada de la formación, con sólidos
de lodo y residuos de las cargas cuando se dispara en el lodo. Estos tapones
no son fácilmente removidos por el contraflujo. La presencia de partículas
compactas y trituradas de la formación alrededor de los disparos reduce aún
más la probabilidad de limpiar los disparos. Los lodos con alta densidad
mezclados con sólidos pesados, provocan la formación de tapones densos
en los disparos.
Cuando están taponadas o parcialmente obturadas una o más zonas en un
yacimiento estratificado, las pruebas de formación, las de producción, y las
mediciones del índice de productividad, pueden proporcionar una evaluación
errónea sobre el daño del pozo, su productividad y se recuperación.
6.4 LIMPIEZA DE LOS DISPAROS TAPONADOS
En arenas no consolidadas las herramientas de sondeo instantáneo y las
lavadoras de disparos han sido utilizadas con éxito para limpiar los disparos
en muchas áreas. Si los disparos en pozos terminados en arenas no pueden
limpiarse con herramientas de sondeo o lavadoras, el siguiente paso consiste
generalmente en abrir cada disparo con aceite o agua limpia usando bolas
selladoras. Este procedimiento ocasiona que el lodo sea desplazado dentro
de las fracturas de la formación. Normalmente estas fracturas se cerrarán
poco después que la presión de fracturamiento sea liberada.
La acidificación de los pozos en areniscas generalmente no permite limpiar
todos los disparos taponados con lodo a menos que cada disparo sea aislado
y fracturado, y el lodo se desplaza dentro de la fractura de la formación.
Los tapones de lodo son bastante más fáciles de remover de los disparos en
formaciones carbonatadas, debido a que al entrar en ácido en unos cuántos
disparos, generalmente disuelve una cantidad de roca suficiente para abrir
otros disparos. Generalmente los pozos terminados en dolomitas o calizas se
disparan en ácido, con una pequeña presión diferencial hacia la formación.
Sin embargo, los disparos en aceite o agua que limpian con una presión
diferencial hacia el pozo son muy satisfactorios.

60 | P á g i n a
6.5 CONTROL DEL POZO
Los pozos productores de aceite con baja presión, pueden ser disparados con
aceite o agua dentro de la tubería de revestimiento, con poco control
superficial, siendo conveniente usar un prensaestopa tipo limpiador y un
preventor de cable. Los pozos productores de aceite con presión normal,
pueden ser disparados con aceite o agua en el pozo, con pistolas a través de
la tubería de producción, usando instalaciones de control convencionales a
boca del pozo y un prensaestopa ajustable tipo espiral.
En todos los pozos productores de gas debe usarse un lubricador son sello
de grasa, así como en todos los pozos en que se prevea una presión
superficial mayor de 1,000 lb/pg2.
6.6 PENETRACIÓN CONTRA TAMAÑO DEL AGUJERO
Al diseñar cualquier carga preformada puede obtenerse una mayor
penetración sacrificando el tamaño del agujero. Debido a que una máxima
penetración parece ser más importante, con fundamento en los cálculos
teóricos de flujo, se ha solicitado frecuentemente a la industria petrolera, y se
han recibido a menudo, cargas de mayor penetración sacrificando el tamaño
del agujero. Cuando se perforan tuberías de revestimiento de alta resistencia
y de pared gruesa, o formaciones densas de alta resistencia, probablemente
se requiera una penetración máxima aun cuando el tamaño del agujero sea
reducido hasta 0.4 pg.
Sin embargo, en situaciones normales, debido a la dificultad en remover el
lodo, los residuos de las cargas, la arena y las partículas calcáreas de un
disparo de diámetro y la formación, debe normalmente tener un diámetro
mínimo de entrada de 0.5 pg., con un agujero liso y de tamaño uniforme de
máxima penetración.
6.7 PLANEACIÓN DEL SISTEMA DE DISPARO
Al planear un trabajo de disparos se deben considerar, el estado mecánico del
pozo, el tipo de formación y las condiciones de presión esperadas después
del disparo.
Factores importantes en el comportamiento de un sistema de disparos son la
densidad de cargas, penetración, fase y diámetro de pozo, estos se conocen
como factores geométricos.

61 | P á g i n a
El estado mecánico del pozo determina el diámetro máximo de las pistolas, la
forma de conllevar las mismas hasta la formación productora (Cable, Tubería
Flexible, Tubería de Producción, etc.).
Las características de formación como profundidad, litología, parámetros de
formación, resistencia compresiva, esfuerzo efectivo, permeabilidad,
porosidad, entre otros, dan un indicio del comportamiento de la pistola en el
pozo.
Figura 22. Ejemplificación de los Factores Geométricos en el Sistema de Disparos.
6.8 DESEMPEÑO DE LAS CARGAS
La penetración de las pistolas disminuye al aumentar el esfuerzo de
sobrecarga y la resistencia compresiva de la formación. Un método para su
cálculo fue propuesto por Thompson en 1962, el cual relaciona la resistencia
compresiva, con los resultados obtenidos de pruebas en superficie, de la
siguiente manera:
𝑷𝒆𝒏 = 𝑷𝒆𝒏𝒔𝒖𝒑 ∗ 𝒆
(𝟎.𝟎𝟖𝟔(𝑪𝒓− 𝑪𝒇))

62 | P á g i n a
Donde:
Pen = Penetración.
Pensup = Penetración en Superficie, Carta API RP-43.
Cr = Compresibilidad en Superficie a las Condiciones de Prueba [Kpsi].
Cf = Compresibilidad de la Formación de Interés [Kpsi].
Las condiciones esperadas en el pozo posterior al disparo, dan la pauta para
decidir la forma en la cual se lleva a cabo el disparo (Condiciones Bajo Balance
o Condiciones Sobre Balance), las cuales están influenciadas por los fluidos
en los poros, presión de poro y la presión hidrostática ejercida por los fluidos
de terminación.
En una terminación Sobre Balance, la presión de formación es menor que la
hidrostática en el pozo, esta diferencia puede ocasionar que los agujeros se
taponen con residuos de las cargas, al momento del disparo. Por otro lado, en
una terminación Bajo Balance, la presión de formación es mayor que la
presión hidrostática ejercida por la columna de fluidos en el pozo, en este
caso los residuos de las cargas y la zona comprimida por el disparo pueden
ser expulsados del pozo.
Figura 23. Daño a la
Formación causado
por el Disparo.

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