66621076 terminacion-de-pozos-mae

MAESTRIA EN EXPLOTACION
DE HIDROCARBUROS
TERMINACION DE POZOS

CONCEPTOS
La terminaciLa terminacióón de un pozo es unn de un pozo es un
proceso operativo que se iniciaproceso operativo que se inicia
despudespuéés de la cementacis de la cementacióón deln del
revestimiento de explotacirevestimiento de explotacióón yn y
se lo hace con el fin de dejar else lo hace con el fin de dejar el
pozo en produccipozo en produccióón.n.

CONCEPTOS
El objetivo primordial de laEl objetivo primordial de la
terminaciterminacióón de un pozo esn de un pozo es
obtener la producciobtener la produccióónn óóptima deptima de
hidrocarburos al menor costohidrocarburos al menor costo
posible.posible.
Para que esto ocurra, debePara que esto ocurra, debe
realizarse un anrealizarse un anáálisis Nodal quelisis Nodal que
permita determinar qupermita determinar quéé arreglos dearreglos de
producciproduccióón deben utilizarse paran deben utilizarse para
producir el pozo adecuado a lasproducir el pozo adecuado a las
caractercaracteríísticas del reservorio.sticas del reservorio.
Casing 20” 129.3 lb
Shoe@ 800.0 m
Hole 24”
Casing 30” 196,1
Casing 16” 97.0 lb/ft
Shoe @ 1,746.0 m
Hole 18 1/2” @ 1,750
HUAMAMPAMPA
H1
3,214.5 m
L I T H O L O G Y
LOS MONOS
TVD MD
3,100 m
3,232 m3,115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.
22.67°
Packer 9 5/8” 47
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m
Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
7” tubing Retrievable Safety Valve,
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
Shoe@ 800.0 m
Hole 24”
Casing 30” 196,1
Shoe @ 1,746.0 m
Hole 18 1/2” @ 1,750
HUAMAMPAMPA
H1
3,214.5 m
L I T H O L O G Y
LOS MONOS
TVD MD
3,100 m
3,232 m3,115 m
H1 - 24.60 Inc. 3229.03 Md., 3114.55 TVD
H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.
22.67°
Packer 9 5/8” 47
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m
Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.

CONCEPTOS
La elecciLa eleccióón y el adecuado disen y el adecuado diseññoo
de los esquemas de terminacide los esquemas de terminacióónn
de los pozos perforados,de los pozos perforados,
constituyen parte decisiva dentroconstituyen parte decisiva dentro
del desempedel desempeñño operativo,o operativo,
productivo y desarrollo de unproductivo y desarrollo de un
Campo.Campo.
Shoe@ 800.0 m
Hole 24”
Casing 30” 196,1
Shoe @ 1,746.0 m
Hole 18 1/2” @ 1,750
HUAMAMPAMPA
H1
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L I T H O L O G Y
LOS MONOS
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Packer 9 5/8” 47
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Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
Shoe@ 800.0 m
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Casing 30” 196,1
Shoe @ 1,746.0 m
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H1 - 29.39 Inc. 3231.73 Md., 3115.6 TVD.
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Packer 9 5/8” 47
Casing 13 3/8” Shoe @ 3,128.0 m
Hole size12 ¼” @ 3,135.0 m
29# fox-k ID:5.87, OD:8.37” @ 54.44 m.
La eficiencia y la seguridad delLa eficiencia y la seguridad del
vvíínculo establecido entre elnculo establecido entre el
yacimiento y la superficieyacimiento y la superficie
dependen de la correcta ydependen de la correcta y
estratestratéégica disposicigica disposicióón de todosn de todos
los accesorios que lo conforman.los accesorios que lo conforman.

ACCESORIOS DE FONDO

ACCESORIOS DE
FONDO
Antes de conocer la teorAntes de conocer la teorííaa
de la terminacide la terminacióón on o
completacicompletacióónn de pozos, esde pozos, es
importante conocer conimportante conocer con
detalle sus principalesdetalle sus principales
constituyentesconstituyentes
Los accesorios para losLos accesorios para los
arreglos de producciarreglos de produccióónn
varvaríían de acuerdo al tipo dean de acuerdo al tipo de
terminaciterminacióón que se hayan que se haya
elegido; sin embargo, seelegido; sin embargo, se
mencionarmencionaráán los mn los mááss
importantes:importantes:

PATAS DE MULA
APLICACIONES:APLICACIONES:
Permite guiar, rotar y orientar laPermite guiar, rotar y orientar la
parte inferior del arreglo y entrar conparte inferior del arreglo y entrar con
facilidad a las herramientas que sefacilidad a las herramientas que se
bajan por debajo de la pata de mula.bajan por debajo de la pata de mula.
Es muyEs muy úútil en arreglos dobles ytil en arreglos dobles y
pozos horizontales donde es muypozos horizontales donde es muy
difdifíícil rotar la tubercil rotar la tuberíía.a.
BENEFICIOS:BENEFICIOS:
Evita pEvita péérdidas de tiempo y los riesgosrdidas de tiempo y los riesgos
de perder herramientas que pasen dede perder herramientas que pasen de
su profundidad (PLT, registradores desu profundidad (PLT, registradores de
presipresióón, etc.).n, etc.).

NIPLES ASIENTO
Ayuda a presurizar la tuberAyuda a presurizar la tuberííaa
Pueden ser utilizados enPueden ser utilizados en
diferentes profundidades.diferentes profundidades.
CARACTERCARACTERÍÍSTICAS:STICAS:
Tienen perfiles universales yTienen perfiles universales y
buen ID para evitar restricciones.buen ID para evitar restricciones.
Permite aislar temporalmentePermite aislar temporalmente
niveles productivos.niveles productivos.
Permite alojar elementos dePermite alojar elementos de
presipresióón.n.

CAMISAS DESLIZABLES
Permite cambiar fluidos de laPermite cambiar fluidos de la
tubertuberíía y espacio anular. Habilitara y espacio anular. Habilitar
o aislar niveles productivoso aislar niveles productivos
Puede se abierto o cerrado conPuede se abierto o cerrado con
unidad de alambre (unidad de alambre (SlickSlick LineLine).).
Se pueden utilizar varias unidadesSe pueden utilizar varias unidades
en un mismo arreglo conen un mismo arreglo con
diferentes didiferentes diáámetros internos.metros internos.
Ayuda a extender la vida de losAyuda a extender la vida de los
arreglos de fondo.arreglos de fondo.

CHOKES DE FONDO
Ayuda a reducir la posibilidad deAyuda a reducir la posibilidad de
congelamiento de los controlescongelamiento de los controles
superficiales.superficiales.
Pueden ser conectados enPueden ser conectados en niplesniples
asiento.asiento.
Aligera la columna de lAligera la columna de lííquidosquidos
Incrementa la velocidad de flujoIncrementa la velocidad de flujo

VALVULAS DE DESCARGA DE
FLUIDO ANULAR
Permite cambiar fluidos de la tuberPermite cambiar fluidos de la tuberíía ya y
espacio anular.espacio anular.
Es utilizada en terminaciones recuperablesEs utilizada en terminaciones recuperables
y pozos de bombeo mecy pozos de bombeo mecáániconico
Permite comunicaciPermite comunicacióón entre tubern entre tuberíía ya y
espacio anular.espacio anular.
Es activada por presiEs activada por presióón diferencialn diferencial
Tiene un amplio rango de pines de corte.Tiene un amplio rango de pines de corte.
No requiere movimiento mecNo requiere movimiento mecáánico de lanico de la
tubertuberíía ni equipos de la ni equipos de líínea de alambre.nea de alambre.

FLOW COUPLING
Ayuda a inhibir la erosiAyuda a inhibir la erosióón causadan causada
por la turbulencia de flujo.por la turbulencia de flujo.
Deber ser instalada por encima yDeber ser instalada por encima y
por debajo de las restricciones quepor debajo de las restricciones que
provocan turbulenciaprovocan turbulencia
Es usado conEs usado con niplesniples asiento yasiento y
camisascamisas
El ID es mayor que el de la tuberEl ID es mayor que el de la tuberíía.a.
Ayuda a extender la vida de losAyuda a extender la vida de los
arreglos de fondo.arreglos de fondo.

JUNTA DE EXPANSIÓN
GIRATORIA
En instalaciones de arreglos simples,En instalaciones de arreglos simples,
selectivos y duales.selectivos y duales.
El rango de presiEl rango de presióón es compatible con el de lan es compatible con el de la
tubertuberíía y de 3 metros de longitud (10 pies).a y de 3 metros de longitud (10 pies).
Puede ser asegurada o bajada en posiciPuede ser asegurada o bajada en posicióónn
abierta, cerrada oabierta, cerrada o semicerradasemicerrada..
El ID es similar al de la tuberEl ID es similar al de la tuberíía.a.
El OD permite trabajar en instalacionesEl OD permite trabajar en instalaciones
duales.duales.
Compensa los movimientos de la tuberCompensa los movimientos de la tuberííaa
durante la produccidurante la produccióón o estimulacin o estimulacióón,n,
manteniendo el peso de la tubermanteniendo el peso de la tuberíía.a.

SUB DE ASENTAMIENTO
DESCARTABLE
Permite presurizar la tuberPermite presurizar la tuberíía ya y
asentar losasentar los packerspackers..
Tapona temporalmente la tuberTapona temporalmente la tuberííaa
durante los trabajos dedurante los trabajos de
estimulaciestimulacióón y pruebas de pozos.n y pruebas de pozos.
Los pines de corte pueden serLos pines de corte pueden ser
ffáácilmente ajustados en el campocilmente ajustados en el campo
Es simple y de diseEs simple y de diseñño probado eno probado en
campo.campo.
Apertura completa despuApertura completa despuéés dels del
corte de pines.corte de pines.

RECEPTACULOS
PULIDOS
En pozos direccionales y horizontales.En pozos direccionales y horizontales.
Para altos caudales de producciPara altos caudales de produccióón,n,
estimulaciestimulacióón o inyeccin o inyeccióón.n.
TerminacionesTerminaciones monoboremonobore
Disponibles en longitudes hasta 20Disponibles en longitudes hasta 20
pies.pies.
Conexiones metalConexiones metal--metalmetal para ambientespara ambientes
hostileshostiles
No requiere maniobra de tuberNo requiere maniobra de tuberííaa
Reduce las pReduce las péérdidas de tiempordidas de tiempo

JUNTA DE SEGURIDAD
Es empleado entreEs empleado entre packerspackers
simples, dobles y triples.simples, dobles y triples.
En operaciones de producciEn operaciones de produccióón yn y
estimulaciestimulacióón.n.
Es de diseEs de diseñño simpleo simple
Puede ser liberado con tensiPuede ser liberado con tensióónn
Tiene pines de corte ajustablesTiene pines de corte ajustables
Es econEs econóómicomico
Permite recuperar la tuberPermite recuperar la tuberíía cona con
tensitensióón, sin rotacin, sin rotacióón.n.

JUNTA DE SEGURIDAD
ROTACIONAL
Es empleado entreEs empleado entre packerspackers
simples, dobles y triples.simples, dobles y triples.
En operaciones de producciEn operaciones de produccióón yn y
estimulaciestimulacióón.n.
Es de diseEs de diseñño simpleo simple
Puede ser liberado girando laPuede ser liberado girando la
tubertuberíía a la izquierda o derechaa a la izquierda o derecha
Permite recuperar la tuberPermite recuperar la tuberííaa
No es afectada por la hidrNo es afectada por la hidrááulicaulica

CATCHER SUBS
Es empleado para asentarEs empleado para asentar packerspackers
de anclaje hidrde anclaje hidrááulico.ulico.
Es de diseEs de diseñño simple.o simple.
Posee un ID similar al de laPosee un ID similar al de la
tubertuberíía cuando se libera la bola.a cuando se libera la bola.
Facilita las operaciones deFacilita las operaciones de
presurizacipresurizacióón evitando riesgos conn evitando riesgos con
unidades deunidades de slickslick lineline..

BLAST JOINT
Es colocado al frente de losEs colocado al frente de los
disparos para proteger al arreglodisparos para proteger al arreglo
de produccide produccióón de la accin de la accióónn
abrasiva en el sector fluyenteabrasiva en el sector fluyente
De gran espesor de pared yDe gran espesor de pared y
fabricado en longitudes de 10 y 20fabricado en longitudes de 10 y 20
piespies
Prolonga la vida productiva de losProlonga la vida productiva de los
arreglos de producciarreglos de produccióónn

VALVULA DE SEGURIDAD
SUBSUPERFICIAL
Es diseEs diseññado para cerrar el pozoado para cerrar el pozo
por debajo de la superficie antepor debajo de la superficie ante
cualquier emergencia superficial.cualquier emergencia superficial.
La apertura de la vLa apertura de la váálvula es conlvula es con
presipresióón aplicada a travn aplicada a travéés de las de la
llíínea de controlnea de control
Mecanismo de seguridad de losMecanismo de seguridad de los
pozos ante emergencias nopozos ante emergencias no
controlablescontrolables

PACKERS DE PRODUCCION

FUNCIONES
ØØ Para proteger la tuberPara proteger la tuberíía de revestimiento dea de revestimiento de
algunos fluidos corrosivos.algunos fluidos corrosivos.
ØØ Para aislar perforaciones o zonas de producciPara aislar perforaciones o zonas de produccióónn
en terminaciones men terminaciones múúltiples.ltiples.
ØØ En instalaciones de levantamiento artificial porEn instalaciones de levantamiento artificial por
gas.gas.
ØØ Para proteger la tuberPara proteger la tuberíía de revestimiento dela de revestimiento del
colapso, mediante el empleo de un fluido decolapso, mediante el empleo de un fluido de
empaque sobre elempaque sobre el packerpacker..
El Packer es una herramienta de fondo que se usa para
proporcionar un sello entre la tubería y revestimiento de
producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los
fluidos. Se utilizados bajo las siguientes condiciones:

FACTORES DE SELECCION
ØØ CostosCostos
ØØ Mecanismos de selloMecanismos de sello
ØØ Mecanismos de empaquetamientoMecanismos de empaquetamiento
ØØ Resistencia a:Resistencia a:
ØØ Los fluidosLos fluidos
ØØ PresiPresióón Diferencialn Diferencial
ØØ TemperaturaTemperatura
La selección involucra el análisis anticipado de los
objetivos de las operaciones del pozo como son la
terminación, la estimulación y los trabajos futuros
de reparación y los siguientes factores:

FACTORES DE SELECCION
ØØ RecuperabilidadRecuperabilidad
ØØ CaracterCaracteríísticas para operaciones de pesca osticas para operaciones de pesca o
molienda.molienda.
ØØ Posibilidad de operacionesPosibilidad de operaciones ““troughtrough -- tubingtubing””
ØØ Longevidad de las zonas productorasLongevidad de las zonas productoras
ØØ Exactitud de asentamientoExactitud de asentamiento
ØØ Agentes corrosivosAgentes corrosivos
ØØ Seguridad de producciSeguridad de produccióónn
ØØ Compatibilidad con:Compatibilidad con:
ØØ Las herramientasLas herramientas subsub--superficialessuperficiales
ØØ CaracterCaracteríísticas del revestimientosticas del revestimiento

TIPOS DE PACKER
De esta forma se tienen:
Ø Permanentes
Ø Permanentes – Recuperables
Ø Recuperables
Los diferentes tipos de packers pueden ser
agrupados en tres clases principales; luego se
pueden subdividir de acuerdo a los métodos de
asentamiento o anclaje.

PACKERS
PERMANENTES
Los packers permanentes se pueden
considerar como una parte integrante
del revestimiento , ya que la tubería de
producción se puede sacar y dejar el
pácker permanente asentado en el
revestidor.
Usualmente para destruirla es
necesario fresarla, por lo que
frecuentemente se denomina packer
perforable.

PACKERS
PERMANENTES
Mecanismos de anclaje:
Ø Eléctrico
Ø Mecánico
Ø Hidráulico
Usos:
Ø Pozos de alta presión
Ø Precisión de anclaje
Ø Pozo de alta desviación

PACKERS
PERMANENTES - RECUPERABLES
Mecanismos de anclaje:
Ø Eléctrico
Ø Mecánico
Ø Hidráulico
Son aquellas que después de ser
asentadas pueden ser desasentadas y
recuperadas con la misma tubería.
Para recuperar estos packers se
requiere liberar la tubería y realizar
una carrera adicional para recuperarlo
con tubería de producción o de
perforación

PACKERS PERMANENTES
RECUPERABLES

PACKERS
RECUPERABLES
Por su mecanismo de anclaje y desanclaje
pueden ser:
Ø Recuperables de Compresión:
Se asientan aplicando el peso de la
tubería de producción sobre el
pácker y se recupera tensionando.
Son aquellas que después de ser
asentadas pueden ser desasentadas y
recuperadas con la misma tubería. Los
packers recuperables son parte integral
del arreglo de producción, por tanto, al
sacar la tubería se recupera el packer.

PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables de Tensión:
Se asientan rotando la tubería de
producción ¼ de vuelta a la izquierda
y luego tensionando. Para recuperarla,
se deja caer peso de la tubería de
manera tal de compensar la tensión y
luego se rota la tubería ¼ de vuelta a
la derecha, de manera que las cuñas
vuelvan a su posición original.

PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables de Compresión –
Tensión :
Se asientan por rotación de la tubería
más peso o con rotación solamente.
No se desasientan por presiones
aplicadas en cualquier dirección, por
lo tanto pueden soportar una presión
diferencial de arriba o de abajo. Para
recuperarlas, solamente se requiere
rotación de la tubería de producción
hacia la derecha. Cuando se usan en
pozos de bombeo mecánico se dejan
en tensión y actúan como anclas de
tubería.

Ø Recuperables Hidráulicos:
Se asientan presurizando la
tubería de producción. Pueden
soportar presión diferencial de
desde arriba o desde abajo.
Para recuperarlas, solamente
se requiere tensionar la tubería
de producción.
PACKERS
RECUPERABLES

PACKERS
RECUPERABLES
Ø Recuperables Hidráulicos
Duales:
Se asientan presurizando la
tubería de producción. Pueden
soportar presión diferencial de
desde arriba o desde abajo.
Para recuperarlas, se requiere
previamente sacar la línea
corta y posteriormente
tensionar la tubería de
producción.

DISEÑOS DE ARREGLOS

CARACTERISTICAS DE
RESPUESTA DE LA TUBERIA
Los cambios en el modo o etapa de un
pozo (productor, inyector y cierre)
causan cambios de presión,
Temperatura y densidad en el interior
y exterior de la tubería dependiendo
de:
1. Cómo la tubería está conectada
al packer.
2. El tipo de packer que se emplee.
3. Cómo el packer esté asentado

EFECTO DE LOS CAMBIOS DE
PRESION, TEMPERATURA Y DENSIDAD
1. Puede resultar una variación en la
longitud de la tubería si se utilizan niples
sellos o niples pulidos (polished seal
bore).
2. Se pueden inducir fuerzas compresivas o
de tensión en el sistema Packer-tubería
si no se permite el movimiento de la
tubería.
3. Un packer permanente puede perder
sello si al contraerse la tubería los sellos
salen de posición y los elementos
sellantes no son lo suficientemente
largos.
4. Un packer puede desanclarse por efectos
de tensión o compresión si no se anclado
con suficiente peso o tensión que
compense los movimientos de la tubería.

Movimiento de la
Tubería
Ø ? L1 = Movimiento debido al efecto de Pistón por
flotación (F1)
Ø ? L2 = Movimiento debido al Pandeo de la tubería
por fuerzas compresivas (F2)
Ø ? L3 = Movimiento debido al Abalonamiento de la
tubería por presión diferencial (F3)
Ø ? L4= Movimiento debido al cambio de temperatura
(F4)
? L = (L*F)/(E*As)
El movimiento de la tubería se debe al efecto de
las siguientes fuerzas:

La productividad de un pozo y su futura vida productivaLa productividad de un pozo y su futura vida productiva
es afectada por el tipo dees afectada por el tipo de completacicompletacióónn y los trabajosy los trabajos
efectuados durante la misma.efectuados durante la misma.
La selecciLa seleccióón de lan de la completacicompletacióónn tiene como principaltiene como principal
objetivo obtener la mobjetivo obtener la mááxima produccixima produccióón en la forma mn en la forma mááss
eficiente y, por lo tanto, deben estudiarseeficiente y, por lo tanto, deben estudiarse
cuidadosamente los factores que determinan dichacuidadosamente los factores que determinan dicha
selecciseleccióón, tales como:n, tales como:
ØØ Caudal de producciCaudal de produccióón requerido.n requerido.
ØØ Reservas y caracterReservas y caracteríísticas de las zonas asticas de las zonas a
completar.completar.
ØØ Necesidades futuras de estimulaciNecesidades futuras de estimulacióón.n.

ØØ El nEl núúmero y niveles deseados a producir.mero y niveles deseados a producir.
ØØ Requerimientos para el control de arena.Requerimientos para el control de arena.
ØØ Futuras reparaciones.Futuras reparaciones.
ØØ Consideraciones para el levantamiento artificialConsideraciones para el levantamiento artificial
por gas, bombeo mecpor gas, bombeo mecáánico, etc.nico, etc.
ØØ Posibilidades de futuros proyectos dePosibilidades de futuros proyectos de
recuperacirecuperacióón adicional de petrn adicional de petróóleo.leo.
ØØ ElEl áángulo del Pozongulo del Pozo

ØØ Los fluidos de control (terminaciLos fluidos de control (terminacióón y empaque)n y empaque)
ØØ Los gradientes de presiLos gradientes de presióón y temperaturan y temperatura
ØØ El tipo y diEl tipo y diáámetro de tubermetro de tuberíía a utilizara a utilizar
ØØ Procedimientos OperativosProcedimientos Operativos
ØØ Inversiones requeridas.Inversiones requeridas.
ØØ Medidas de SeguridadMedidas de Seguridad

CLASIFICACIÓN DE LAS
COMPLETACIONES
BBáásicamente existen tres tipos desicamente existen tres tipos de completacionescompletaciones dede
acuerdo a las caracteracuerdo a las caracteríísticas del pozo, es decir comosticas del pozo, es decir como
se termine la zona objetivo:se termine la zona objetivo:
ØØAgujero Abierto.Agujero Abierto.
ØØAgujero Abierto con TuberAgujero Abierto con Tuberííaa RanuradaRanurada..
ØØAgujero entubado con caAgujero entubado con caññereríía Perforadaa Perforada

Completación en Agujero
Abierto.
EstaEsta completacicompletacióónn se realiza ense realiza en
zonas donde la formacizonas donde la formacióón estn estáá
altamente compactada, siendo elaltamente compactada, siendo el
intervalo de producciintervalo de produccióónn
normalmente grande y homognormalmente grande y homogééneoneo
en toda su longitud y no se esperaen toda su longitud y no se espera
producciproduccióón de agua.n de agua.
Consiste en correr y cementar elConsiste en correr y cementar el
revestimiento de produccirevestimiento de produccióón hasta eln hasta el
tope de la zona de intertope de la zona de interéés, seguirs, seguir
perforando hasta la base de estaperforando hasta la base de esta
zona y dejarla sin revestimiento.zona y dejarla sin revestimiento.

Ventajas
ØØ Se elimina el costo de caSe elimina el costo de caññoneo.oneo.
ØØ Existe un mExiste un mááximo diximo diáámetro del pozo en el intervalometro del pozo en el intervalo
completado.completado.
ØØ Es fEs fáácilmentecilmente profundizableprofundizable..
ØØ Puede convertirse en otra tPuede convertirse en otra téécnica decnica de completacicompletacióónn;;
con cacon caññererííaa ranuradaranurada o cao caññoneada.oneada.
ØØ Se adapta fSe adapta fáácilmente a las tcilmente a las téécnicas de perforacicnicas de perforacióón an a
fin de minimizar el dafin de minimizar el dañño a la formacio a la formacióón dentro de lan dentro de la
zona de interzona de interéés.s.
ØØ La interpretaciLa interpretacióón de registros o perfiles de produccin de registros o perfiles de produccióónn
no es crno es críítica.tica.
ØØ Reduce el costo de revestimiento.Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas
ØØ Presenta dificultad para controlar la producciPresenta dificultad para controlar la produccióón den de
gas y agua, excepto si el agua viene de la zonagas y agua, excepto si el agua viene de la zona
inferior.inferior.
ØØ No puede ser estimulado selectivamente.No puede ser estimulado selectivamente.
ØØ Puede requerir frecuentes limpiezas si laPuede requerir frecuentes limpiezas si la
formaciformacióón no es compacta.n no es compacta.
ØØ Como laComo la completacicompletacióónn a hueco abierto descansa ena hueco abierto descansa en
la resistencia de la misma roca para soportar lasla resistencia de la misma roca para soportar las
paredes del hueco es de aplicaciparedes del hueco es de aplicacióón comn comúún enn en
areniscas compactas rocas carbonatadas (calizas yareniscas compactas rocas carbonatadas (calizas y
dolomitas).dolomitas).

Completación en Agujero
Abierto con Tubería Ranurada
Este tipo deEste tipo de completacicompletacióónn se utilizase utiliza
mucho en formaciones pocomucho en formaciones poco
compactadas o con problemas decompactadas o con problemas de
producciproduccióón de fragmentos de roca de lan de fragmentos de roca de la
formaciformacióón.n.
Se coloca una tuberSe coloca una tuberííaa ranuradaranurada en elen el
intervalo correspondiente a la formaciintervalo correspondiente a la formacióónn
productiva.productiva.
Las condiciones requeridas son:Las condiciones requeridas son:
ØØ FormaciFormacióón poco consolidadan poco consolidada
ØØ FormaciFormacióón de grandes espesoresn de grandes espesores
(100 a 400 pies),(100 a 400 pies),
ØØ FormaciFormacióón homogn homogéénea a lo largo delnea a lo largo del
intervalo deintervalo de completacicompletacióónn, etc., etc.

Ventajas
ØØ Se reduce al mSe reduce al míínimo el danimo el dañño a la formacio a la formacióón.n.
ØØ No existen costos por caNo existen costos por caññoneo.oneo.
ØØ La interpretaciLa interpretacióón de los perfiles no es crn de los perfiles no es críítica.tica.
ØØ Se adapta fSe adapta fáácilmente a tcilmente a téécnicas especialescnicas especiales
para el control de arena.para el control de arena.
ØØ El pozo puede ser fEl pozo puede ser fáácilmentecilmente profundizableprofundizable..

Desventajas
ØØ Dificulta las futuras reparaciones.Dificulta las futuras reparaciones.
ØØ No se puede estimular selectivamente.No se puede estimular selectivamente.
ØØ La producciLa produccióón de agua y gas es difn de agua y gas es difíícil de controlar.cil de controlar.
ØØ Existe un diExiste un diáámetro reducido frente a la zona ometro reducido frente a la zona o
intervalo de producciintervalo de produccióón.n.

Completación con Tubería
Perforada
Es el tipo deEs el tipo de completacicompletacióónn que mque máás ses se
usa en la actualidad, ya sea en pozosusa en la actualidad, ya sea en pozos
poco profundos (4000 a 8000 pies),poco profundos (4000 a 8000 pies),
como en pozos profundos (10000 pies ocomo en pozos profundos (10000 pies o
mmáás).s).
Consiste en correr y cementar elConsiste en correr y cementar el
revestimiento hasta la base de la zonarevestimiento hasta la base de la zona
objetivo, la tuberobjetivo, la tuberíía de revestimiento sea de revestimiento se
cementa a lo largo de todo el intervalo ocementa a lo largo de todo el intervalo o
zonas a completar, cazonas a completar, caññoneandooneando
selectivamente frente a las zonas deselectivamente frente a las zonas de
interinteréés para establecer comunicacis para establecer comunicacióónn
entre la formacientre la formacióón y el agujero del pozo.n y el agujero del pozo.

Ventajas
ØØ La producciLa produccióón de agua y gas es fn de agua y gas es fáácilmentecilmente
prevenida y controlada.prevenida y controlada.
ØØ La formaciLa formacióón puede ser estimuladan puede ser estimulada
selectivamente.selectivamente.
ØØ El pozo puede serEl pozo puede ser profundizableprofundizable..
ØØ Permite llevar a caboPermite llevar a cabo completacionescompletaciones
adicionales como tadicionales como téécnicas especiales para elcnicas especiales para el
control de arena.control de arena.
ØØ El diEl diáámetro del pozo frente a la zonametro del pozo frente a la zona
productiva es completo.productiva es completo.
ØØ Se adapta a cualquier tipo de configuraciSe adapta a cualquier tipo de configuracióónn
mecmecáánicanica ..

Desventajas
ØØ Los costos de caLos costos de caññoneo pueden ser significativosoneo pueden ser significativos
cuando se trata de intervalos grandes.cuando se trata de intervalos grandes.
ØØ Se reduce el diSe reduce el diáámetro efectivo del agujero y lametro efectivo del agujero y la
productividad del pozo.productividad del pozo.
ØØ Pueden presentarse trabajos de cementacionesPueden presentarse trabajos de cementaciones
secundariassecundarias
ØØ Requiere buenos trabajos de cementaciRequiere buenos trabajos de cementacióón.n.
ØØ La interpretaciLa interpretacióón de registros o perfiles es crn de registros o perfiles es crííticatica..
ØØ Puede daPuede daññarse la formaciarse la formacióón productivan productiva

TIPOS DE COMPLETACION
Los arreglos o tipos deLos arreglos o tipos de completacicompletacióónn puedenpueden
clasificarse dependiendo de las condiciones delclasificarse dependiendo de las condiciones del
reservorio y a la configuracireservorio y a la configuracióón mecn mecáánica del agujeronica del agujero
como:como:
ØØ CompletaciCompletacióónn de pozos Fluyentesde pozos Fluyentes
ØØSimples convencionales o selectivosSimples convencionales o selectivos
ØØDobles convencionales o selectivosDobles convencionales o selectivos
ØØ CompletaciCompletacióónn de pozos con Elevacide pozos con Elevacióón Artificialn Artificial
ØØArreglos de Bombeo NeumArreglos de Bombeo Neumááticotico
ØØArreglos de Bombeo MecArreglos de Bombeo Mecáániconico
ØØArreglos de Bombeo HidrArreglos de Bombeo Hidrááulicoulico
ØØArreglosArreglos de Bombeo Electro Centrifugode Bombeo Electro Centrifugo

POZOS FLUYENTES

SIMPLES CONVENCIONALES
Este tipo deEste tipo de completacicompletacióónn es unaes una
ttéécnica de produccicnica de produccióón mediante lan mediante la
cual las diferentes zonas productivascual las diferentes zonas productivas
producen simultproducen simultááneamente por unaneamente por una
misma tubermisma tuberíía de produccia de produccióón.n.
Se aplica donde existe una o variasSe aplica donde existe una o varias
zonas de un mismo reservorio y enzonas de un mismo reservorio y en
donde todos los intervalosdonde todos los intervalos
productores se caproductores se caññonean antes deonean antes de
correr el equipo decorrer el equipo de completacicompletacióónn..

SIMPLES SELECTIVOS
Este tipo deEste tipo de completacicompletacióónn es unaes una
ttéécnica de produccicnica de produccióón mediante lan mediante la
cual las diferentes zonas productivascual las diferentes zonas productivas
lo hacen en forman selectiva por unalo hacen en forman selectiva por una
misma tubermisma tuberíía de produccia de produccióón.n.
AdemAdemáás de producir selectivamentes de producir selectivamente
diferentes zonas productivas, estediferentes zonas productivas, este
tipo detipo de completacicompletacióónn ofrece laofrece la
ventaja de aislar zonas productorasventaja de aislar zonas productoras
de gas y agua.de gas y agua.

SIMPLES SELECTIVOS
Ventajas:Ventajas:
ØØ Pueden obtenerse altos caudales de producciPueden obtenerse altos caudales de produccióónn
ØØ Pueden producirse varios reservorios a la vezPueden producirse varios reservorios a la vez
ØØ Existe un mejor control del reservorioExiste un mejor control del reservorio
Desventajas:Desventajas:
ØØ En zonas de corta vida productiva, se traduce enEn zonas de corta vida productiva, se traduce en
mayores inversionesmayores inversiones
ØØ En caso de trabajos deEn caso de trabajos de reacondicionamientoreacondicionamiento, el, el
tiempo de taladro es elevado.tiempo de taladro es elevado.
ØØ Aumenta el peligro de pesca de equipos y tuberAumenta el peligro de pesca de equipos y tuberíía.a.

DOBLES
CONVENCIONALES
Mediante este diseMediante este diseñño es posibleo es posible
producir cualquier zona en formaproducir cualquier zona en forma
selectiva o conjunta a travselectiva o conjunta a travéés de las de la
tubertuberíía de produccia de produccióón.n.
Esto se lleva a cabo a travEsto se lleva a cabo a travéés de unas de una
camisa deslizable que hace que lacamisa deslizable que hace que la
zona superior pueda ser producidazona superior pueda ser producida
por la tuberpor la tuberíía de produccia de produccióón junto an junto a
la zona inferior.la zona inferior.

DOBLES
CONVENCIONALES
Ventajas:Ventajas:
ØØLa camisa deslizable permite que la zonaLa camisa deslizable permite que la zona
superior sea producida junto a la zonasuperior sea producida junto a la zona
inferior.inferior.
ØØLa camisa deslizableLa camisa deslizable permite realizar elpermite realizar el
levantamiento artificial por gas en la zonalevantamiento artificial por gas en la zona
superior.superior.
ØØLa tuberLa tuberíía esta estáá sujeta a dasujeta a dañño por altaso por altas
presiones de la formacipresiones de la formacióón y por lan y por la
corrosicorrosióón de los fluidosn de los fluidos
ØØSe deben matar ambas zonas antes deSe deben matar ambas zonas antes de
realizar cualquier trabajo al pozorealizar cualquier trabajo al pozo óó dede
reparar la zona superior.reparar la zona superior.
ØØNo se pueden levantar por gas ambasNo se pueden levantar por gas ambas
zonas simultzonas simultááneamente.neamente.

DOBLES
SELECTIVOS
Mediante este diseMediante este diseñño se puedeno se pueden
producir varias zonas simultproducir varias zonas simultááneamenteneamente
y por separado a travy por separado a travéés del uso des del uso de
tubertuberíías de produccias de produccióón paralelas yn paralelas y
empacadores dobles.empacadores dobles. ..
Ventajas:Ventajas:
ØØ Se puede producir con levantamientoSe puede producir con levantamiento
artificial por gas.artificial por gas.
ØØ Se pueden realizar reparaciones conSe pueden realizar reparaciones con
tubertuberíía conca concééntricas y con equipontricas y con equipo
manejado a cable en todas las zonasmanejado a cable en todas las zonas
ØØ Permite obtener alto caudal dePermite obtener alto caudal de
producciproduccióón por pozon por pozo

DOBLES
SELECTIVOS
ØØAlto costo inicial.Alto costo inicial.
ØØLas reparaciones que requieran laLas reparaciones que requieran la
remociremocióón del equipo de produccin del equipo de produccióónn
pueden ser muy difpueden ser muy difííciles y costosas.ciles y costosas.
ØØLas tuberLas tuberíías y empacadores tienenas y empacadores tienen
tendencia a producir escapes ytendencia a producir escapes y
comunicaciones.comunicaciones.

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Son terminaciones con instrumentaciSon terminaciones con instrumentacióón yn y
control desde la subsuperfcontrol desde la subsuperfíície.cie.
Un pozo inteligente es un sistema capaz deUn pozo inteligente es un sistema capaz de
colectar, transmitir y analizar datos decolectar, transmitir y analizar datos de
completacicompletacióón, produccin, produccióón, reservorio yn, reservorio y
tomar acciones para mejor control de lostomar acciones para mejor control de los
procesos de producciprocesos de produccióón y completacin y completacióón a finn a fin
de maximizar el valor del Activo.de maximizar el valor del Activo.
Un sistema de registro contUn sistema de registro contíínuo de P y T ennuo de P y T en
subsuperfsubsuperfíície es conocido como PDGcie es conocido como PDG
(Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar(Permanent Dowhole Gauges). Se pueden usar
mandriles de PDG conteniendo hasta tresmandriles de PDG conteniendo hasta tres
registradores de cuarzoregistradores de cuarzo--

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Estas completaciones deben permitir :Estas completaciones deben permitir :
ØØ Monitorear el flujo en el medio poroso (movimentosMonitorear el flujo en el medio poroso (movimentos
de los frentes de fluidos, etc),de los frentes de fluidos, etc),
ØØ El flujo multifEl flujo multifáásico vertical y horizontalsico vertical y horizontal
ØØ La alteraciLa alteracióón remotan remota de la configuracide la configuracióón de flujo enn de flujo en
subsuperficie.subsuperficie.
ØØ Actualizar continuamente a los Ings. Reservoristas yActualizar continuamente a los Ings. Reservoristas y
de Produccide Produccióón los modelos de drenage del reservorio,n los modelos de drenage del reservorio,
identificando y comprendiendo diversos fenidentificando y comprendiendo diversos fenóómenos.menos.
ØØ Se aumenta la capacidad de predicciSe aumenta la capacidad de prediccióón y permiten y permite
anticiparse a identificar posibles problemas.anticiparse a identificar posibles problemas.

TERMINACIONES
INTELIGENTES
La fig. superior muestra enLa fig. superior muestra en rojo la produccila produccióón (m3/d) quen (m3/d) que
seria obtenida con una secuencia normal de producciseria obtenida con una secuencia normal de produccióónn
sin TI. La curvasin TI. La curva azul representa la produccirepresenta la produccióón con TI, lan con TI, la
curvacurva negra muestra el incremento obtenido con una TI;muestra el incremento obtenido con una TI;
obteniobteniééndose una anticipacindose una anticipacióón de produccin de produccióón y se evitn y se evitóó
intervenir con equipo.intervenir con equipo.
ProducciProduccióón con y sin CIn con y sin CI

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Con TI se puede optimizar el flujo de petrCon TI se puede optimizar el flujo de petróóleo o gas yleo o gas y
atender exigencias de nominaciatender exigencias de nominacióón de agenciasn de agencias
reguladoras. En la grreguladoras. En la grááfica inferior la produccifica inferior la produccióón conjuntan conjunta
y en secuencia con vy en secuencia con váálvulas de TI permitilvulas de TI permitióó ganarganar
producciproduccióón en un 28 %n en un 28 %
ProducciProduccióón simultn simultáánea (comminglednea (commingled
y controlada de my controlada de múúltiples zonas.ltiples zonas.

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Tiene dos vTiene dos váálvulas de control de zona y apenaslvulas de control de zona y apenas
un par de sensores de P&T, leyendo el interiorun par de sensores de P&T, leyendo el interior
de la columna y anular.de la columna y anular.
Esta TI aplicada a un pozo horizontal conEsta TI aplicada a un pozo horizontal con
columnacolumna concconcééntrica de 3ntrica de 3 ½”½”; penetrando en la; penetrando en la
secciseccióón horizontal, con aislamiento den horizontal, con aislamiento de niplesniples
sellos ensellos en sealseal borebore y ECP en agujero abierto.y ECP en agujero abierto.
La secciLa seccióón horizontal estn horizontal estáá dividida en dosdividida en dos
intervalos, que pueden ser dos zonas distintasintervalos, que pueden ser dos zonas distintas

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Completaciones mas complejas, típicas de
pozos de altos caudales en ambientes mas
exigentes exigen columnas con mas
funcionalidades.
En este ámbito se destacan las válvulas de
seguridad de subsuperfície controladas de
superfície (DHSV) con dos lineas de control,
lineas de inyección de produtos químicos;
sensores de subsuperfície y válvulas de CI.

TERMINACIONES
INTELIGENTES
Para acomodar estos dispositivos
de subsuperfície com sus lineas
hidráulicas y elétricas en grampas
se hace necesario revestimiento de
producción de mayor diámetro.
Forzar las válvulas y sensores en
espacios limitados puede
comprometer la vida útil de la
completación.
El tubing hanger y packers de
producción deben proveer orifícios
de pasaje para todas as lineas de
control.

TERMINACIONES
MULTILATERALES
La Completaciones multiraterales
permiten:
Ø Explotar arenas que no han sido
drenadas en un área.
Ø Recuperar la máxima reserva posible
del mismo.
ØExplotar nuevos horizontes con objetivo
de incrementar la productividad.
ØMejorar la rentabilidad y el valor de los
proyectos.
ØReservorios con espesor delgado
ØRservorios con problemas potenciales de
conficación de gas o de agua

ELEVACION ARTIFICIAL

CONCEPTOS
Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para
promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior
hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que
el pozo fluye "naturalmente“; es decir, el fluido se desplaza
como consecuencia del diferencial de presión entre la
formación y el fondo del pozo.
Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento
la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de
fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de
producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de
extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de
fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le
denomina Levantamiento Artificial.

TIPOS DE ELEVACION
ARTIFICIAL
Existen diversos Métodos de Elevación Artificial entre
los cuales se encuentran los siguientes:
Ø Bombeo Neumático (Gas Lift)
Ø Bombeo Mecánico Convencional (BMC),
Ø Bombeo Electro sumergible (BES),
Ø Bombeo Hidráulico (BH)
Ø Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP),

BOMBEO NEUMATICO (GAS LIFT)
Este método opera mediante la inyección
continua de gas a alta presión en la
columna de los fluidos de producción
(Flujo continuo), con el objeto de disminuir
la densidad del fluido producido y reducir
el peso de la columna hidrostática sobre la
formación,
El gas también puede inyectarse a
intervalos regulares para desplazar los
fluidos hacia la superficie en forma de
tapones de líquido (Flujo intermitente).

BOMBEO MECANICO
Este mEste méétodo consiste en una bombatodo consiste en una bomba
de subsuelo de accide subsuelo de accióónn reciprocantereciprocante,,
abastecida con energabastecida con energíía suministradaa suministrada
a trava travéés de una sarta de varillas.s de una sarta de varillas.
La energLa energíía proviene de un motora proviene de un motor
elelééctrico o de combustictrico o de combustióón interna, lan interna, la
cual moviliza una unidad decual moviliza una unidad de
superficie mediante un sistema desuperficie mediante un sistema de
engranajes y correas.engranajes y correas.
No se recomienda en pozosNo se recomienda en pozos
direccionales, con produccidireccionales, con produccióón den de
ssóólidos y alta relacilidos y alta relacióón gas/ln gas/lííquido, yaquido, ya
que afecta considerablemente laque afecta considerablemente la
eficiencia de la bombaeficiencia de la bomba

COMPONENTES
PRINCIPALES
ØØEl Movimiento primario, el cualEl Movimiento primario, el cual
suministra la potencia del sistema.suministra la potencia del sistema.
ØØLa unidad de transmisiLa unidad de transmisióón den de
potencia o caja reductora depotencia o caja reductora de
velocidades.velocidades.
ØØ El Equipo de bombeo en superficie,El Equipo de bombeo en superficie,
el cual se encarga de transformar elel cual se encarga de transformar el
movimiento rotatorio (primario) enmovimiento rotatorio (primario) en
movimiento linealmente oscilatorio.movimiento linealmente oscilatorio.
ØØ La sarta de varillas, la cualLa sarta de varillas, la cual
transmite el movimiento y latransmite el movimiento y la
potencia a la bomba de subsuelo.potencia a la bomba de subsuelo.
ØØ Sarta de revestimiento y la deSarta de revestimiento y la de
tubertuberíía de produccia de produccióón.n.
ØØ La Bomba de subsueloLa Bomba de subsuelo ..

BOMBEO ELECTROCENTRIFUGO
Es de tipoEs de tipo centrcentríífugofugo––
multietapamultietapa, cada etapa, cada etapa
consiste en un impulsorconsiste en un impulsor
rotativo y un difusor fijo. Elrotativo y un difusor fijo. El
nnúúmero de etapasmero de etapas
determina la capacidad dedetermina la capacidad de
levantamiento y la potencialevantamiento y la potencia
requerida para ello.requerida para ello.
Este sistema se emplea enEste sistema se emplea en
pozos de: alto caudal, altopozos de: alto caudal, alto
IP, baja presiIP, baja presióón de fondo,n de fondo,
alta relacialta relacióón agua petrn agua petróóleoleo
y baja relaciy baja relacióón gasn gas –– llííquidoquido
(RGL).(RGL).

BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
Son mSon mááquinas rotativas dequinas rotativas de
desplazamiento positivo,desplazamiento positivo,
compuestas por un rotor metcompuestas por un rotor metáálico,lico,
un estator cuyo material esun estator cuyo material es
elastelastóómero generalmente, unmero generalmente, un
sistema motor y un sistema desistema motor y un sistema de
acoples flexibles.acoples flexibles.
El efecto de bombeo se obtiene aEl efecto de bombeo se obtiene a
travtravéés de cavidades sucesivas es de cavidades sucesivas e
independientes que se desplazanindependientes que se desplazan
desde la succidesde la succióón hasta la descargan hasta la descarga
de la bomba a medida que el rotorde la bomba a medida que el rotor
gira dentro del estator.gira dentro del estator.

BOMBEO DE CAVIDAD
PROGRESIVA
El movimiento es transmitido porEl movimiento es transmitido por
medio de una sarta de varillas desdemedio de una sarta de varillas desde
la superficie hasta la bomba,la superficie hasta la bomba,
empleando para ello un motorempleando para ello un motor
reductor acoplado a las varillasreductor acoplado a las varillas..
Este tipo de bombas se caracteriza porEste tipo de bombas se caracteriza por
operar a baja velocidades y permitiroperar a baja velocidades y permitir
manejar altos volmanejar altos volúúmenes de gas,menes de gas,
ssóólidos en suspensilidos en suspensióón y cortes den y cortes de
agua, asagua, asíí como tambicomo tambiéén son idealesn son ideales
para manejar crudos de mediana ypara manejar crudos de mediana y
baja gravedad API.baja gravedad API.

BOMBEO HIDRAULICO
Los Estos sistemas transmiten su
potencia mediante un fluido presurizado
que es inyectado a través de la tubería,
conocido como fluido de potencia o fluido
motor, es utilizado por una bomba de
subsuelo que actúa como un
transformador para convertir la energía
de dicho fluido a energía potencial o de
presión en el fluido producido que es
enviado hacia la superficie.
Los fluidos de potencia más utilizados
son agua y crudos livianos que pueden
provenir del mismo pozo (Tipo Pistón y
Tipo Jet).

BOMBEO HIDRAULICO
TIPO PISTON
El principio de operación es similar al de las bombas del Bombeo
Mecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo
Pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.
Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y
las de doble acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la
superficie en un solo sentido, es decir, en el movimiento de ascenso o
descenso.
Las de doble acción desplazan fluido hasta la superficie en ambos
recorridos, ya que poseen válvulas de succión y de descarga en
ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y cierre
de las válvulas de succión y descarga del mismo.

BOMBEO HIDRAULICO
TIPO JET
Los principales componentes de la bomba Jet
son la boquilla, la garganta y el difusor..
El chorro de la boquilla es descargado en la
entrada de la cámara de producción, la cual
se encuentra conectada con la Formación.
El fluido motor entra a la bomba por la parte
superior de la misma, inmediatamente el
fluido pasa a través de la boquilla, de este
modo toda la presión del fluido se convierte en
energía cinética.
De esta manera, el fluido de potencia arrastra
al fluido de producción proveniente del pozo y
la combinación de ambos fluidos entra a la
garganta de la bomba.

EQUIPOS SUPERFICIALES

CABEZALES Y ARBOL DE
PRODUCCION

CABEZALES Y COLGADORES
El equipo de cabezales de pozos es en
general un término usado para describir
la unión del equipo a las partes
superiores de la sartas de cañerías,
soportarlas, proveer sello en el espacio
anular formado entre cañerías y controlar
la producción del pozo.
Todo los fabricantes incrementan el factor
de seguridad en su productos basados en
una buena Ingeniería y larga experiencia;
pero, los esfuerzos causados por
vibración, cargas de impacto y variaciones
de temperatura son siempre imposibles
de predecir.

CABEZALES INFERIORES
El cabezal más inferior es una unidad que
se acopla a la parte superior de la última
pieza de cañería para proveer soporte a
las otras cañerías y sellar el espacio
anular entre cañerías.
Forman parte de este cabezal el colgador
de cañería para recibir, asentar y soportar
la cañería y la brida superior servirá para
conectar los Preventores (BOP´s) y otras
cañerías intermedias.
A veces se utiliza landing base con el
cabezal más inferior para proveer un
soporte adicional a cañerías pesadas.

CABEZALES INTERMEDIOS
El cabezal intermedio es una unidad tipo
carretel que se une por su parte inferior al a
la brida superior del cabezal inferior para
proveer un medio de soporte a las cañerías de
menor diámetro y sellar el espacio anular
entre cañerías.
Esta compuesta por una brida inferior, una o
con dos salidas en su parte intermedia y una
brida superior con su colgador interno de
cañería.
La brida inferior del cabezal intermedio está
construido con un receso para acomodar una
guía de trépano renovable y sellos secundarios
con el propósito de proteger la parte superior
de la cañería inferior en las maniobras de
bajada de herramienta.

CABEZALES DE PRODUCCION
El cabezal de producción es una unidad
tipo carretel unida a la brida superior del
cabezal intermedio para proveer soporte a
la tubería de producción y sellar el
espacio anular entre la tubería y cañería
de producción.
Está compuesta de una brida inferior,
una o dos salidas y la brida superior con
colgador de tubería.

CABEZALES INTERMEDIOS
El cabezal de producción es una unidad
tipo carretel unida a la brida superior del
cabezal intermedio para proveer soporte a
la tubería de producción y sellar el
espacio anular entre la tubería y cañería
de producción.
Está compuesta de una brida inferior,
una o dos salidas y la brida superior con
colgador de tubería.

ARBOL DE PRODUCCION
ØØ UnUn áárbol de produccirbol de produccióón es unn es un
conjunto de vconjunto de váálvulas que permitenlvulas que permiten
conducir los fluidos del reservorioconducir los fluidos del reservorio
a las Plantas de Proceso.a las Plantas de Proceso.
ØØ Existen diferentes tipos,Existen diferentes tipos,
conexiones y marcas de arbolitos:conexiones y marcas de arbolitos:
ØØ Tipos:Tipos:
ØØ SimplesSimples
ØØ DoblesDobles
ØØ Conexiones:Conexiones:
ØØ Roscadas (para baja presiRoscadas (para baja presióón)n)
ØØ BridadasBridadas (para alta presi(para alta presióón)n)
ØØ Marcas:Marcas:
ØØ CameronCameron
ØØ FMCFMC
ØØ Moto MecMoto Mecáánicanica
ØØ GrayGray LookLook

Árbol de Producción
Válvulas Máster o Tronqueras
Válvulas de Surgencia
Válvula de Maniobra
Válvulas de Seguridad
Choque o Estrangulador
Cabezal de Intermedio
Cabezal de Producción
Válvulas de Espacio
Anular
Válvulas Seguridad Subsuperficial
Tubería de Producción

ESTRANGULADORES
Son dispositivos diseñados para restringir y controlar
el ritmo de producción de un pozo.
Son usualmente seleccionados para que las
fluctuaciones de presión aguas abajo del estrangulador
no tengan efecto en la producción del pozo.
Para que esto suceda es indispensable que se
establezca la condición de flujo crítico a través del
estrangulador; es decir, la velocidad del flujo debe ser
igual a la del sonido y ocurre cuando:
P2 = 0,55 P1

TIPOS
Pueden ser clasificados en :
ØØ Estranguladores Superficiales
ØPositivos
ØRegulables
ØEstranguladores de Fondo
ØPositivos
ØRegulables

ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES
Son dispositivos diseñados para controlar el ritmo de
producción y estabilizar el flujo de fluidos en
superficie.
Los estranguladores cumplen las siguientes
funciones:
Ø Controlar el caudal de producción.
Ø Controla y previene la producción indeseada de
arena.
Ø Controla y previene la producción prematura de
agua y gas.
Ø Permite proteger los equipos de fondo y
superficie.

ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES POSITIVOS
Son dispositivos constituidos
por un cuerpo en cuya parte
interna se instalan los
estranguladores metálicos o de
cerámica
CAMERONFMCGRAY

ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES POSITIVOS
Desventajas:
Ø Interrupciones de producción durante los
cambios.
Ø Golpes de ariete durante el periodo de cierre y
apertura del pozo
Ventajas:
Ø Bajo Costo
Ø Simplicidad Operativa
Ø Mayor resistencia a elementos erosivos.

ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES REGULABLES
Son dispositivos constituidos por
un cuerpo, aguja y asiento. El
ajuste del diámetro requerido se
realiza moviendo la aguja de en
cuya parte interna se instalan
los asientos metálicos o de
cerámica

ESTRANGULADORES
SUPERFICIALES REGULABLES
Desventajas:
Ø Interrupciones de producción durante los
cambios.
Ø Golpes de ariete durante el periodo de cierre y
apertura del pozo
Ventajas:
Ø Bajo Costo
Ø Simplicidad Operativa
Ø Mayor resistencia a elementos erosivos.

ESTRANGULADORES
DE FONDO
Son dispositivos diseñados
para reducir la posibilidad
de congelamiento de los
elementos de control
superficiales; aumentar la
velocidad de flujo y prevenir
o reducir invasión de agua

ESTRANGULADORES
DE FONDO
Funciones:
Ø Minimizar la invasión de agua
Ø Aligerar la columna del petróleo
Ø Aumentar la velocidad de flujo
Ø Prolongar la vida del pozo

ANALISIS NODAL

ANALISIS NODAL
El objetivo principal del Análisis Nodal , es permitir el
diagnostico del comportamiento de un pozo o sistema
de pozos para optimizar la producción variando los
distintos componentes manejables del sistema para
obtener el mejor rendimiento económico del proyecto.
Para que ocurra el flujo de fluidos en un sistema de
producción, es necesario que la energía de los fluidos
en el reservorio sea capaz de superar las pérdidas de
carga en los diversos componentes del sistema.

ANALISIS NODAL
El Análisis Nodal es un
método muy flexible que
puede se utilizado para
mejorar el comportamiento
de muchos sistemas de
pozos.
Los fluidos tienen que ir desde
el reservorio hasta las plantas
de proceso; pasando por las
tuberías de producción,
equipos superficiales en
cabeza y planchada del pozo y
las líneas de recolección.

APLICACIONES
ØElegir el diámetro óptimo de la tubería
ØElegir el diámetro óptimo de la línea de recolección
ØDimensionar el diámetro del estrangulador
ØAnalizar el comportamiento anormal de un pozo por
restricciones.
ØObtener pronósticos de producción
ØEvaluar la estimulación de pozos
ØAnalizar los efectos de la densidad de disparos
ØOptimizar la producción y el rendimiento económico de
los campos en base a la demanda.

ANALISIS NODAL
0 50000 100000 150000 200000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Gas Rate, Mscf/D
Pressure,psig
Inflow @ Sandface (1) Not Used
Inflow (1) Outflow (A)
Not Used Not Used
Not Used Not Used
Not Used Not Used
Not Used Not Used
Cond Unloading Rate Water Unloading Rate
Max Erosional Rate
1
A
1
Reg: Schlumberger - Companies

ANALISIS NODAL
0 50000 100000 150000 200000 250000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Gas Rate, Mscf/D
Pressure,psig
Case 2 (2) Case 2 (B)
Case 3 (3) Case 3 (C)
Case 4 (4) Case 4 (D)
Not Used Not Used
Max Erosional Rate
1
A
1
2
34
Inflow
Inflow
Avg Reservoir Perm, md
(1) 3.3000
(2) 15.0000
(3) 30.0000
(4) 45.0000
0 50000 100000 150000 200000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Gas Rate, Mscf/D
Pressure,psig
Not Used Not Used
Max Erosional Rate
1
A
12 3 4
Inflow
Inflow
Reservoir Thickness, ft
(1) 2001
(2) 50
(3) 100
(4) 500
0 50000 100000 150000 200000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Gas Rate, Mscf/D
Pressure,psig
Case 5 (5) Case 5 (E)
Max Erosional Rate
1
A
1
B
C
D
E
Outflow
Outflow
Tubing ID, in
(A) 3.826
(B) 4.500
(C) 5.500
(D) 7.000
(E) 9.250
0 50000 100000 150000 200000 250000
0
1000
2000
3000
4000
5000
6000
7000
8000
9000
Gas Rate, Mscf/D
Pressure,psig
Case 5 (5) Case 5 (E)
Max Erosional Rate
1
A
1
2
3
4
5
Inflow
Inflow
Reservoir Skin
(1) 70.000
(2) -3.000
(3) 0.000
(4) 20.000
(5) 35.000

FLUIDOS DE TERMINACION

FLUIDOS LIMPIOS
El uso de fluidos limpios en la etapa de terminación evita la
posibilidad del daño a la formación permitiendo
incrementar la producción y la vida útil del pozo.
Los sistemas libres de sólidos son aplicados en:
ØØ TerminaciTerminacióón de Pozosn de Pozos
ØØ IntervenciIntervencióón de Pozosn de Pozos
ØØControl de presiones anormalesControl de presiones anormales
ØØ En perforaciEn perforacióón de pozos para atravesar la zonan de pozos para atravesar la zona
productora.productora.

VENTAJAS
Ventajas de los fluidos limpios:
ØØ No daNo daññan la formacian la formacióón productoran productora
ØØ El retorno a la permeabilidad inicial esEl retorno a la permeabilidad inicial es
excelenteexcelente
ØØ Se mezclan a la densidad deseadaSe mezclan a la densidad deseada
ØØ TienenTienen ííndices bajos de corrosindices bajos de corrosióón.n.
ØØ Son estables a las condiciones del pozoSon estables a las condiciones del pozo
ØØ Compatibles con los aditivos quCompatibles con los aditivos quíímicosmicos
ØØNo estNo estáá clasificados como daclasificados como daññinos a la salud oinos a la salud o
al medio ambiente.al medio ambiente.

TIPOS
Los sistemas libres de sólidos mas comunes son :
Densidad de Fluidos Libres de SDensidad de Fluidos Libres de Sóólidoslidos

DESPLAZAMIENTO DE
FLUIDOS
Existen dos formas para efectuar el desplazamiento del
fluido de control, ya sea por aguas dulce, salmueras libres
de sólidos o una combinación de ambas :
ØØCirculaciCirculacióón Inversa:n Inversa: Es recomendable para cambio
de fluido de perforación por el de terminación, maneja
mayor volumen y caudal y mejora la limpieza del pozo y
tiempo de operación con menor costo.
ØØCirculaciCirculacióón Directa:n Directa: Es recomendable para cambios
de fluido de terminación por fluido de empaque y cuando
se tienen en el espacio anular cementaciones
secundarias débiles o cuando se tienen niveles
productores abiertos.

FLUIDOS DE EMPAQUE

FLUIDOS DE EMPAQUE
Se utilizan en la etapa final de la terminación de un pozo
para ser colocados en el espacio anular entre la tubería y
revestimiento de producción para cumplir las siguientes
funciones :
Ø Proteger a las tuberProteger a las tuberíías de produccias de produccióón yn y
revestimiento de los efectos de corrosirevestimiento de los efectos de corrosióón.n.
ØØ Facilitar la recuperaciFacilitar la recuperacióón de los arreglos den de los arreglos de
producciproduccióónn

PROPIEDADES
Ø Estable a las condiciones de presiEstable a las condiciones de presióón yn y
temperatura del pozotemperatura del pozo
ØØ No ser corrosivoNo ser corrosivo
ØØ Que evite la formaciQue evite la formacióón de bacteriasn de bacterias
ØØ Que estQue estéé libre de slibre de sóólidos indeseableslidos indeseables
ØØ Que no cause daQue no cause dañños a la formacios a la formacióón productoran productora
ØØ Que no daQue no daññe al medio ambientee al medio ambiente
ØØ Que no genere sedimentos para facilitar laQue no genere sedimentos para facilitar la
recuperacirecuperacióón de los arreglos de Produccin de los arreglos de Produccióónn

Pueden ser base agua y base aceite. La base aceite presenta
mayor estabilidad y ventajas que las de base agua ya que
éstas últimas requieren químicos especiales como
inhibidores de corrosión, alcalinizantes, bactericidas, etc.
Los más conocidos son los siguientes:
ØØ Base Aceite:Base Aceite:
a. Emulsiones libres de sólidos con densidades del
orden de 0.84 a 0.94 gr/cc
b. Diesel o aceite estabilizado deshidratado con
densidad de 0.84 gr/cc
c. Petróleo desgasificado y estabilizado del propio
campo.
TIPOS DE FLUIDOS DE
EMPAQUE

ØØ Base Agua:Base Agua:
a. Agua tratada con densidad de 1.0 gr/cc
b. Salmuera sódica, densidad de 1.03 a 1.19 gr/cc
c. Salmuera cálcica, densidad de 1.20 a 1.39 gr/cc
d. Salmuera mezcladas de 2 o 3 tipos de sales: Ca Cl2-
Ca Br2-Zn Br2 cuya densidad varía de 1.31 a 2.30
gr/cc.
TIPOS DE FLUIDOS DE
EMPAQUE

DISPAROS
Durante la etapa de terminación de los pozos, el
disparo de producción es la fase más importante ya
que permite establecer comunicación de los fluidos
entre el cuerpo productor y la tubería de
revestimiento.
El diámetro del revestimiento de producción
condiciona el diámetro exterior de los cañones; los
cuales tendrán mayor o menor penetración

DISPAROS
FORMA DE LA CARGA
DetonatingDetonating cordcord
CordCordóónn DetonanteDetonante
Case = CajaCase = Caja
ConicalConical linerliner
RestimientoRestimiento CCóóniconico
Primer = fulminantePrimer = fulminante
MainMain ExplosiveExplosive
Explosivo principalExplosivo principal

SIMULADORES
DE DISPAROS
El programa de prueba, diseñado para simular las
condiciones reales en el fondo del pozo incluyen:
Ø El empleo de núcleos de la formación de diámetro
grande.
Ø Determinación de la permeabilidad efectiva de la
formación antes de disparar, después de disparar y
simulando el flujo del pozo.
Ø El aislamiento de la formación del fondo del pozo
por la tubería de revestimiento y un material
cementante adecuado.

SIMULADORES
DE DISPAROS
ØEl disparo de pistolas a través de la tubería de
revestimiento, el cemento y la formación, con
diversos fluidos del pozo.
ØEl mantenimiento de la temperatura del
yacimiento, de la presión en el fondo del pozo y
el reservorio durante y después de disparar.
ØLa simulación del flujo hacia el pozo para
limpiar los disparos.
ØLa evaluación de los resultados de la prueba.

FACTORES QUE AFECTAN
LOS DISPAROS
ØØTaponamiento de los Disparos:Taponamiento de los Disparos: Tienden a rellenarse
con roca triturada de la formación, con sólidos del lodo y
residuos de las cargas.
ØØPresiPresióón Diferencial:n Diferencial:
ØCuando se dispara con presión diferencial en contra
la formación , los disparos se llenan con partículas
sólidas del lodo residuos de las cargas y se reduce su
productividad.
ØCuando se dispara con presión diferencial a favor de
la formación y con fluidos limpios se ayuda a tener
una buena limpieza los disparos y se mejora su
productividad

LOS DISPAROS
ØØ Efecto de la resistencia a la compresiEfecto de la resistencia a la compresióón :n : La
penetración y el tamaño de los disparos se reducen a
medida que aumenta la resistencia a la compresión de la
cañería, del cemento y de la formación.
ØØDensidad de los disparos :Densidad de los disparos : La densidad de disparos
permite obtener el caudal deseado con la menor caída de
presión y en reservorios fracturados permitirá mayor
comunicación con todas las zonas deseadas.

LOS DISPAROS
ØØCosto:Costo: El costo de disparos es proporcional a la densidad,
cantidad y al tipo de carga empleado.
ØØPresiPresióón y Temperatura :n y Temperatura : Altas presiones y temperaturas
del pozo pueden limitar el uso de ciertas cargas. Las cargas
diseñadas para alta temperatura, proporcionan menor
penetración, mayor posibilidad de falla, son más costosas y
tienen poca variedad.

Efecto del Tipo de
Cañón en la Penetración

Efecto de la densidad de
Disparos

Efecto de la Resistencia de
la Roca en la Penetración

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