UNIDAD 1

INTRODUCCIÓN

ING. LORENA ZORAIDE

0
REPASO DE PRESIONES

2
3
4
5
6
7
8
9
10
11
12
13
 PRESIÓN DE FRACTURA

La presión de fractura es la cantidad de presión necesaria para deformar

permanentemente (fallar o separar) la estructura rocosa de la formación. Superar
la presión de formación generalmente no es suficiente para causar una fractura.
Si el fluido poral no está libre de movimiento entonces una fractura o
deformación permanente pueden ocurrir. La presión de fractura puede ser
expresada como un gradiente (psi/pie), un fluido con densidad equivalente (ppg)
o por la presión total calculada de la formación (psi). Los gradientes de fractura
normalmente aumentan con la profundidad debido al incremento de la presión
por sobrecarga. Formaciones profundas, altamente compactadas requieren
presiones de fractura muy altas para superar la presión de formación existente y
la resistencia estructural de la roca. Formaciones poco compactadas, tales como
las que se encuentran debajo de aguas profundas, pueden tener gradientes de
fractura bajos.
14
 PRUEBAS DE INTEGRIDAD

Una evaluación exacta de los trabajos de cementación del casing así como de la formación es de
extrema importancia durante la perforación de un pozo así como para los trabajos subsecuentes.
La información resultante de las Pruebas de Integridad de la Formación (PIT por las iniciales en
ingles), es usada durante la vida productiva del pozo y de los pozos vecinos. Profundidades de
casing, opciones de control de pozo, y densidades límites de los fluidos de perforación, pueden
basarse en esta información. Para determinar la resistencia y la integridad de una formación,
deben realizarse Pruebas de Admisión (pérdida) (LOT en ingles) o Pruebas de Integridad de la
Formación (PIT). Cualquiera que sea la denominación, estas pruebas son primero: un método para
verificar el sello del cemento entre el casing y la formación, y segundo: para determinar la presión
y/o la densidad del fluido que puede soportar la zona de prueba debajo del casing.

15
PRUEBAS DE INTEGRIDAD

16
17
18
19
20
21
22
 PRESIÓN DIFERENCIAL

La diferencia entre la presión de formación

(PF) y la presión hidrostática en el fondo del
pozo (PH) es la presión diferencial. Esta se
clasifica como Sobre balanceada, Sub
balanceada y Balanceada.
SOBRE BALANCEADA
Sobre balanceada significa que la presión
hidrostática ejercida en el fondo del pozo es
mayor que la presión de formación:
PH > PF

23
 PRUEBAS DE INTEGRIDAD

SUB BALANCEADA
Sub balanceada significa que la presión hidrostática
ejercida en el fondo del pozo es menor que la presión de
formación:
PH < PF
BALANCEADA
Balanceada significa que la presión hidrostática ejercida
sobre el fondo del pozo es igual a la presión de formación:
PH = PF
La mayoría de los pozos son perforados o reparados, en
condiciones de balance o sobre balance. Si se está
circulando o perforando, la fricción y los recortes
contribuyen a una presión efectiva en el fondo del pozo.
24
1
INTRODUCCIÓN

25
INTRODUCCIÓN

26
 DEFINICIÓN DE COMPLETACIÓN

Es el diseño, selección e instalación de tubulares, herramientas

y equipos en un pozo con el propósito de converger, bombear y
controlar la producción o inyección de fluidos.
Basados en esta definición, instalar y cementar el casing de
producción o liner, así como también registros, cañoneo y
pruebas, son parte del proceso de completación, sumado a
esto, un equipo complejo de cabezal y el procesamiento y
requerimientos de almacenamiento afectan la producción de un
pozo y pueden derivar en variaciones en el diseño y en la
configuración de la completación.

27
OPERACIONES PRINCIPALES EN UNA
COMPLETACIÓN

➢ Reperforación del Cemento

➢ Cambio del fluido
➢ Registros eléctricos
➢ Baleos de cañería (zona de interés)
➢ Pruebas de Evaluación
➢ Empaque de grava en Open Hole ó en cañería
➢ Bajado de arreglo final de producción.
➢ Instalación del arbolito de producción.

28
 FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA
COMPLETACIÓN DE POZOS

➢ Tasa de producción requerida.

➢ Reservas de zonas a completar.
➢ Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.
➢ Necesidades futuras de estimulación.
➢ Requerimientos para el control de arena.
➢ Futuras reparaciones.
➢ Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.
➢ Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.
➢ Inversiones requeridas.
29
 TIPOS DE COMPLETACIONES

Existen muchas maneras de clasificar o categorizar los tipos de

completaciones. Los criterios más comunes para la
clasificación de completaciones incluye lo siguiente:
➢ Estructura del hoyo / interfase del yacimiento: hueco abierto
o entubado, completaciones horizontales.
➢ Zona productoras: zona sencilla o múltiples zonas
productoras.
➢ Método de Producción: flujo natural o con un sistema de
Levantamiento artificial (Artificial Lift).

30
 TERMINACIÓN CON POZO ABIERTO

Completaciones Descalzas (Barefoot

completacions) solo pueden ser
posibles en yacimientos en
formaciones fuertes como para Cemento
prevenir derrumbamientos. En estas
completaciones no hay manera de
producir selectivamente o de aislar
intervalos dentro del reservorio o de la Formación
Pozo Abierto
sección hueco abierto. El casing o liner productora
de producción se baja y cementa en el
tope rocoso, dejando las paredes del
hueco abiertas.
31
 TERMINACIÓN CON POZO ENTUBADO

Este es el método de terminación convencional, que consiste en

alcanzar con la cañería de revestimiento hasta el tope inferior de la
arena productora donde descansa el zapato de la cañería.
Una vez cementada la cañería de revestimiento se procede a al
baleo y controlando estrictamente el equilibrio de presiones para
tener en todo momento que PH = PF.
Luego proceder a la instalación de la tubería de producción.
Este es el tipo de terminación recomendada en todo tipo de pozos
y su ventaja radica en el hecho de que se mantiene durante todo
el trabajo de producción del pozo las presiones controladas.

32
 Cañería de Tubing de
revestimiento producción

Baleos o punzados Niple

Baleos o
Formación productora punzados

(a) Sin Tubing (b) Con tubing de producción 33

 TERMINACIÓN CON EMPAQUE DE GRAVA

Se utiliza en pozos cuyas niveles productores son estructuralmente

débiles, que ofrecen poca resistencia a la fuerza originada por los
fluidos que arrastran arena desde el interior de la formación al fondo
de pozo, taponando los baleos y los componentes del arreglo de
fondo como los filtros y las válvulas, con la consiguiente obstrucción
final del flujo de la mezcla de hidrocarburos.
Para evitar este problema el método de control consiste en colocar
empaques de grava en el fondo de pozo utilizando una granulometría
determinada mezclando arenas, por ejemplo con resinas para formar
una pared permeable artificial con porosidad adecuada para no
obstruir el flujo de los fluidos.
34
35
2
TERMINACIÓN DE POZOS
TIPOS

36
TERMINACIÓN SIMPLE

Se aplica en pozos con un solo nivel

productor donde se instala una sola
columna de tubería de producción,
con un packer para terminación
simple y un árbol de navidad para
terminación simple que puede ser de
baja, mediana y alta presión.
Las terminaciones simples pueden
ser instaladas en pozos petrolíferos y
pozos gasíferos.

37
38
39
40
41
 TERMINACIÓN DOBLE

Las terminaciones dobles se dividen en:

• Instalación de dos sartas de tubería
paralelas
• Terminación doble con una sola sarta de
producción
• Terminación doble con la instalación de
tuberías concéntricas
Se las utiliza donde se tengan diferentes capas
de producción.

42
Terminación de dos sartas de Terminación doble con una Terminación doble con la instalación
tuberías paralelas sola sarta de producción de tuberías concéntricas

43
Configuración Tubing-Packer
Terminación Dual

44
 TERMINANCIÓN TRIPLE

Esta es una completación típica utilizada en esos pozos donde

es beneficioso producir dos Zonas simultáneamente.
VENTAJAS:
▰ Todo el equipo es recuperable
▰ Las dos Zonas pueden producir independiente y
simultáneamente
▰ Las empacaduras se pueden asentar después que el
árbol este Instalado
▰ Camisas pueden ser utilizadas para abrir comunicación
entre las tuberías de producción.

45
46
3
ARREGLOS
SUBSUPERFICIALES
TIPOS

47
 ARREGLOS SUBSUPERFICIALES

Equipos subsuperficiales son los que abarcan desde el fondo de pozo hasta la base inferior del
árbol de navidad, es decir todos los equipos y herramientas que conectan el fondo del pozo con
la superficie, entre estos tenemos los siguientes:
❖ Cañerías de producción.
❖ Tubería de Producción.
❖ Packers
❖ Camisas deslizables.
❖ Tapones de fondo.
❖ Asiento niple.
❖ Niples pulidos.
48
❖ Estranguladores de fondo.
 DEFINICIÓN DE CAÑERÍA

Estas cañerías son el medio con el cual se

reviste el agujero del pozo, es la protección de
las paredes del agujero evitando derrumbes y
aislando manifestaciones del líquidos o gases,
sirven asegurar las etapas de perforación y
terminación del pozo.
Se introduce de forma telescópica el cual es la
utilización de diámetros de tubería que van de
un diámetro mayor reduciéndose conforme sea
necesario
49
 CAÑERÍA DE PRODUCCIÓN

La cañería de revestimiento de producción es la que se

encuentra en contacto con la formación del yacimiento.
Sus funciones son:
▰ Soportar la máxima presión de fondo de la formación
productora, bombeo mecánico e inyección de fluidos
(para fracturamiento o estimulaciones).
▰ Resistencia en caso de aumento de presión por el
aumento de la productividad debido a la fractura de la
formación.

50
 PROPIEDADES FÍSICAS E IDENTIFICACIÓN DE LAS
CAÑERÍAS

▰ GRADO: Se refiere al grado del acero de la cañería, que define el esfuerzo a la cedencia que
puede soportar. Ejemplo: H-40 Mínimo yield strength 40.000 psi y el average yield strength
50.000 psi.
▰ PESO: Se refiere al peso unitario de la cañería que viene dado por el fabricante en las tablas
de especificaciones de la cañería, generalmente está definido en lbs/pie y representa el
peso nominal API.
▰ RANGO: El rango de las cañerías es un valor aproximado de su longitud de acuerdo al API
sería:
RANGO LONGITUD pies
R1 16-25
R2 25-34
R3 34-48 51
 PROPIEDADES FÍSICAS E IDENTIFICACIÓN DE LAS
CAÑERÍAS

▰ PRESIÓN DE REVENTAMIENTO: Es la presión interna

que la tubería puede soportar antes de fallar.
▰ PRESIÓN DE COLAPSO: Fuerza mecánica capaz de
deformar un tubo por el efecto resultante de las
presiones externas.
▰ PRESIÓN DE TENSIÓN: Es la capacidad que tiene la
tubería para resistir su propio peso cuando de la
introduce en el pozo.

52
PROBLEMAS CONSIDERADOS EN EL DISEÑO DE
CAÑERÍAS

▰ Amago de descontrol.
▰ Pérdidas de circulación.
▰ Presiones diferenciales.
▰ Pruebas de formación.
▰ Fracturamiento hidráulico.
▰ Domos salinos.
▰ Formaciones cavernosas.
▰ Detección de sulfuro de hidrógeno H2S y CO2.
53
 DISEÑO BÁSICO DE TUBERÍA Y SELECCIÓN

Cuando se seleccione los componentes de la completación, considere los factores que se

muestran abajo. Esto por supuesto es adicional a los requerimientos básicos de
eficiencia, seguridad y requerimientos económicos de toda completación.
▰ Facilitar la instalación
▰ Optimizar la producción
▰ Simplicidad en el mantenimiento
▰ Permitir estimulaciones o workover
▰ Prever las contingencias

54
4
BALEOS
TIPOS

55
 ESPECIFICACIONES DE LA TUBERÍA

Generalmente la tubería es el
conducto principal de la zona
productora hacia las facilidades
de producción. Por
consiguiente, una selección,
diseño e instalación adecuados
es una parte muy importante de
cualquier sistema de
completación.

56
 DEFINICIÓN

La operación de punzado o cañoneo

de pozos consiste en bajar un cañón
a través del pozo, ponerlo en
profundidad y disparar sus cargas
explosivas frente a la capa
potencialmente productiva de esta
forma se comunican los fluidos,
contenidos en la capa, con el pozo.

57
CONCEPTOS BÁSICOS

58
FACTORES QUE AFECTAN EL CAÑONEO

▰ Sistema de cañoneo utilizado en el proceso.

▰ Cantidad y tipo de cargas.
▰ Densidad y fase de disparo.
▰ Separación entre las cargas y el revestidor
▰ Técnicas utilizadas en la completación del pozo.
▰ Características del revestidor y la tubería.
▰ Estado del cemento y Resistencia de la formación.
▰ Presión y temperatura del yacimiento.
59
MÉTODOS DE CAÑONEO

▰ Cañones bajados a través de casing.

▰ Cañones bajados a través de la tubería de
producción.
▰ Cañones transportados por tuberías.

60
 Cañones bajados a través de casing CASING GUN

Consiste en bajar un cañón de

diámetro grande (3 1/8”, 3 5/8”, 4”, 5”,
entre otros) a través del revestidor
utilizando una cabria o equipo de cable,
para dispararlo en una zona de
producción dependiendo de la
temperatura y presión de fondo; los
rangos para este tipo de cañón
generalmente son de 0 a 400°F y de 0
a 25000 psi.
61
 Cañones bajados a través de la tubería de
producción TUBING GUN

En este método, primero se baja la

tubería con empacadura de prueba
o se baja la completación final.
Luego se crea un diferencial de
presión negativo (Ph<Pf) y
posteriormente se baja el cañón
con equipo de cable.
Generalmente, se usan cañones
no recuperables o parcialmente
recuperables.
62
 Cañones transportados por tuberías TPC

Con este sistema se logran orificios limpios,

profundos y simétricos, ya que permiten utilizar
cañones de mayor diámetro, cargas de alta
penetración, alta densidad de disparo, sin límites
de longitud en los intervalos a cañonear en un
mismo viaje, todo esto combinado con un
diferencial optimo a favor de la formación.
Con este método, el cañón se transporta en el
extremo inferior de la tubería de producción,
conjuntamente con la tubería se mete una
empacadura, la cual debe ser asentada antes de
iniciar la operación de cañoneo. 63
5
PACKERS
TIPOS

64
 DEFINICIÓN DE PACKER
O EMPACADURA

Un dispositivo que puede ser bajado en un pozo con un diámetro externo inicial
más pequeño, que luego se expande externamente para sellar el pozo. Los
empacadores emplean elementos elastoméricos flexibles que se expanden. Las
dos formas más comunes son el empacador de producción o de prueba y el
empacador inflable. La expansión del primero se logra mediante la compresión de
los elementos elastoméricos entre dos placas, lo que hace que los lados
sobresalgan hacia afuera. La expansión del segundo se genera mediante el
bombeo de un fluido hacia el interior de una cámara, similar a un globo, pero con
una construcción más robustos. Los empacadores de producción o de prueba
pueden colocarse en pozos entubados y los empacadores inflables se emplean en
agujeros descubiertos o en pozos entubados. Pueden ser operados con cable, con
tubería común o con tubería flexible. Algunos empacadores están diseñados para
ser removidos, en tanto que otros son permanentes. Los empacadores
permanentes se construyen con materiales fáciles de triturar o fresar..
65
 FUNCIONES DE LAS EMPACADURAS

Su función:
▰ Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo
condiciones de alta producción o presiones de inyección.
▰ Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos
corrosivos.
▰ Para aislar perforaciones o zonas de producción en
completaciones múltiples.
▰ En instalaciones de levantamiento artificial por gas.
▰ Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el
empleo de un fluido sobre el packer (empacadura) en el espacio
anular entre la tubería y el casing de producción.

66
 TIPOS DE EMPACADURAS

Existen varios tipos de Empacaduras de producción. Algunos de los

tipos más comunes se especifican a continuación:
▰ Empacaduras Recuperables de asentamiento Mecánico.
▰ Empacaduras Hidráulicas / Hidrostáticas.
▰ Empacaduras permanentes con área interna pulida para sellos.
▰ Empacaduras Recuperables con área interna pulida para sellos.

67
 APLICACIONES

Las empacaduras hidráulicas recuperables, son

recomendadas para las siguientes aplicaciones en
condiciones generales:
▰ Pozos pocos profundos a medianas
profundidades
▰ Presiones bajas hasta moderadas
▰ Completaciones con múltiples empacaduras
▰ Completaciones con dos tuberías
▰ Completaciones selectivas con múltiples
empacaduras
68
6
ARREGLOS SUPERFICIALES
TIPOS

69
 CABEZAL DEL POZO

La terminación de un pozo en la superficie está provista de

medios para la instalación de los colgadores de la tubería de
revestimiento durante la fase de construcción del pozo. El
cabezal del pozo también cuenta con un medio para colgar la
tubería de producción e instalar el árbol de Navidad y las
instalaciones de control de flujo de superficie como
preparación para la fase de producción del pozo.
El cabezal del pozo se monta desde los colgadores superiores
para la tubería de revestimiento y la tubería de producción u
ofrece los medios para éstos. Esto proporciona efectivamente
la terminación superior del pozo y provee una posición de
montaje para el equipo de control de flujo de superficie o el
árbol de Navidad. 70
 ÁRBOL DE NAVIDAD

Un arreglo de válvulas, tambores,

medidores de presión y estranguladores
fijados en el cabezal de un pozo
terminado para controlar la producción.
Los árboles de Navidad se encuentran
disponibles en una amplia gama de
tamaños y configuraciones, tales como
configuraciones con capacidad de baja o
alta presión y con capacidad para
terminaciones simples o múltiples.

71
 ÁRBOL DE NAVIDAD

Las válvulas laterales se encuentran

incorporadas en las "alas" de un árbol de
Navidad para proveer acceso a la tubería de
producción con fines de producción y control
del pozo. La mayoría de los árboles de
Navidad están provistos de dos alas: una
válvula lateral de producción dedicada,
conectada a las instalaciones de producción
de superficie, y una válvula lateral de ahogo
que puede ser utilizada con fines de control
o tratamiento del pozo.
72
CABEZAL DE POZO TERMINADO

73
74
FUNCIONES DEL CABEZAL DEL POZO

75
COMPONENTES PRINCIPALES DEL CABEZAL DEL
POZO

76
TIPOS DE CABEZALES DE POZO

77
SISTEMA CONVENCIONAL EN CARRETE

78
SISTEMA DE CARRETELES COMPACTOS

79
CUBIERTA DEL CABEZAL
DEL REVESTIDOR

Normalmente está conectado al revestidor

de superficie.
• Soporta la siguiente sarta de
revestimiento
• Conectada o adaptada al equipo de
control de pozo
• Sella el agujero (de la atmósfera)
• Controla acceso al agujero: para control
de presión o retornos de fluido durante
operaciones de perforación.

80
81
82
83
CABEZAL DEL REVESTIDOR
TIPO CARRETE

Sella (empaca) sarta del revestidor

superficial
• Ofrece soporte (tazón de asentamiento)
para la siguiente sarta de revestimiento
• Ofrece soporte para el montaje del equipo
de control de pozo (arreglo de preventores )
• Sella el agujero (de la atmósfera)
• Controla acceso al agujero: para control de
presión o retornos de fluido durante
operaciones de perforación.

84
CABEZAL DEL REVESTIDOR TIPO CARRETE -
DESCRIPCIÓN

85
 COLGADORES DE CASING

El subconjunto de un cabezal de pozo que

soporta la sarta de revestimiento cuando ésta
se baja en el pozo. El colgador de la tubería de
revestimiento proporciona un medio para
asegurar la localización correcta de la sarta y
generalmente incluye un dispositivo o sistema
de sellado para aislar el espacio anular
existente entre la tubería de revestimiento y la
tubería de producción de los componentes
superiores del cabezal del pozo.

86
 FUNCIÓN DE LOS COLGADORES

• Suspende las sartas de

revestimiento intermedio o de
producción
• Centra la sarta del revestidor en
la Cubierta del Cabezal o en el
Carretel
• Sella el espacio anular del
revestidor
87
 TIPOS DE COLGADORES

Existen dos tipos principales de colgadores

del revestidor :
▰ Colgador tipo cuña (cuñas envolventes
alrededor del revestidor).
▰ Colgador tipo mandril.

88
COLGADOR TIPO CUÑA

89
COLGADOR TIPO CUÑA

90
COLGADOR TIPO MANDRIL

91
SELLOS Y EMPAQUE DE AISLAMIENTO

92
 CABEZAL DEL REVESTIDOR
TIPO CARRETE

▰ Sella (empaca) sarta de revestimiento

de producción
▰ Ofrece apoyo y retención para el
colgador de tubería
▰ Ofrece apoyo para el montaje del
arreglo de preventores
▰ Especificación típica de presión de
trabajo: 10,000psi

93
CABEZAL DE TUBERÍA TIPO CARRETE -
DESCRIPCIÓN

94
COLGADORES DE TUBERÍA

95
COLGADORES DE TUBERÍA

• Suspende la tubería de producción / inyección.

• Sella el espacio anular entre la tubería y el revestimiento.
• Ofrece un asiento para una válvula de contrapresión (VCP) que se puede
instalar temporalmente en el colgador permitiendo el retiro del arreglo de
preventores con presión en el pozo.
• Ofrece un apoyo para el montaje del árbol de navidad.

96
COLGADOR DE TUBERÍA

97
COLGADOR DE TUBERÍA

98
COLGADOR DE TUBERÍA

99
COLGADOR DE TUBERÍA

100
COLGADORES DE TUBERÍA

101
 VÁLVULAS

• La mayoría de las válvulas en los cabezales

de pozos son del tipo compuerta
• Las válvulas de compuerta ofrecen el
control primario de abierto/cerrado del
cabezal de pozo
• Son los accesorios más notorios en los
árboles de navidad

102
VÁLVULAS DE COMPUERTA – COMPONENTES

103
ESTRANGULADOR DE FLUJO

104
ESTRANGULADOR DE FLUJO

¿Para qué se necesitan los estranguladores de flujo?

• Para controlar el régimen de flujo
• Para controlar la presión del flujo a través de un conductor
• Para operaciones de limpieza con chorro
• Para imponer contrapresiones durante la circulación del pozo
• Para eliminar daños
• Para controlar el régimen de inyección de fluidos

105
106
107