UNIDAD V

TERMINACIÓN
DE
POZOS
 INTRODUCCION
La terminación de un pozo representa la concreción de muchos estudios
que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo
“LA OBTENCIÓN DE HIDROCARBUROS.”
La Ingeniería de Exploración, Ingeniería de Reservorios , Perforación y
Producción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un
trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que
conforman la INGENIERIA DEL PETROLEO.
 OBJETIVO
La elección y el adecuado diseño de los
esquemas de terminación de los pozos
perforados, constituyen parte decisiva
dentro del desempeño operativo,
productivo y desarrollo de un Campo. La
eficiencia y la seguridad del vínculo
establecido entre el yacimiento y la
superficie dependen de la correcta y
estratégica disposición de todos los
parámetros que lo conforman, de esta
manera podría hablarse de la
productividad del pozo en función de la
terminación que incluye un análisis de
sus condiciones mecánicas y la
rentabilidad económica que justifique su
existencia.
 Como programar la terminación de un pozo
La terminación de un pozo permite habilitar el mismo a producción para lo
cual se debe programar con anterioridad la instalación del fondo del pozo.
Tomando en consideración:

 La profundidad del pozo

 Presiones esperadas
 Caudales de producción.

Dependiendo del tipo de fluido que se producirá y la característica de la

formación productora el tipo de completación será diferente. Por ejemplo un
pozo que produce gas natural y la formación tiene buena permeabilidad no es
necesario la instalación de bombas.
Etapas para la terminación convencional de un pozo:
 Instalación y cementación de las cañerías de revestimiento.
Terminación del pozo
Instalación del cabezal de pozo
Instalación del equipo de bombeo
 INSTALACION DE CAÑERIAS DE REVESTIMIENTO (CASING)

La instalación de las cañerías de revestimiento es una parte importante del proceso de

perforación y terminación de pozos.
Al tener la cañería de revestimiento instaladas en el pozo permite que no existan
filtraciones de petróleo o gas y también tienen como función aislar el pozo de la
formación. Otras de las funciones principales son:

 Mantener las paredes del pozo.

 Proteger formaciones del lodo de perforación
 Prevenir la comunicación entre estratos productores de hidrocarburos y estratos
productores de agua
 Controlar presiones y fluidos de las diferentes formaciones.
 SECUENCIA DE LAS CAÑERIAS DE REVESTIMIENTO

Caño guía
Es la primera cañería que se instala en el pozo. La
profundidad de esta tubería es variable de 20 a 50 pies,
su diámetro es de 16 a 20 pulg. Esta diseñada para
soportar presiones relativamente bajas.

Cañería Superficial
Puede tener una profundidad de cientos de pies hasta
2000 pies y el diámetro es menor al del caño guía.
Sus funciones de estas tuberías son:
Proteger los depósitos de aguas existentes cerca de la
superficie
Conducir el fluido de perforación a superficie
Proteger el pozo de daños durante el trabajo de
perforación
Cañería intermedia
Esta sección de cañería es generalmente la más larga
encontrada en el esquema del pozo.
La función principal es minimizar los problemas que
puedan que puedan afectar al pozo. Estos problemas
incluyen:
Presiones y temperaturas anormales.
Depósitos de aguas salinas que contaminan el pozo
Zonas donde se presenta perdida de circulación

Cañería de Producción
Esta tubería se instala al final y es la sección mas
profunda de todas las cañerías. Tiene la función de :
Transportar hidrocarburos y otros fluidos de formación
Prevenir reventones permitiendo sellar las formaciones si
de alta presión.

Liner
 CLASIFICACIÓN DE LAS TERMINACIONES DE ACUERDO A LAS
CARACTERISTICAS DEL POZO

Básicamente existen diversos tipos de terminación de acuerdo a las

características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:

 Terminación con Agujero Abierto.

Terminación con cañería baleada
 Terminación múltiple
 Terminación con grava
TERMINACION A AGUJERO ABIERTO

Este tipo de terminación se realiza en zonas donde la formación está

altamente compactada, que no colapsaran cuando el pozo sea puesto en
producción
Consiste instalar la cañería hasta el tope de la zona de interés, para dejar una
sección del pozo expuesta sin ningún tipo de protección . Este tipo de
terminación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se
espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la
formación.
Ventajas
Se elimina el costo de cañoneo.
La formación es libre de producir directamente dentro del pozo sin
restricciones de cemento, grava, etc. Este tipo de método puede maximizar el
caudal de producción.
Desventajas
Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el
agua viene de la zona inferior.
Las formaciones menos consolidadas pueden colapsar dentro del pozo y
restrigir la producción de fluidos.
 TERMINACIÓN CON CAÑERÍA BALEADA

Es el tipo de terminación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos

poco profundos, como en pozos profundos. Consiste en correr y cementar
la cañería hasta la base de la zona objetivo, la cañería se cementa a lo
largo de todo el intervalo, baleando selectivamente frente a las zonas de
interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del
pozo.

Ventajas
La producción de hidrocarburo es fácilmente prevenida y controlada.
La formación puede ser estimulada selectivamente.
El pozo puede ser profundizable.
Permite llevar a cabo terminaciones adicionales como técnicas especiales
para el control de arena.
Se adapta a cualquier tipo de levantamiento artificial

Desventajas:
Los costos de baleo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos
grandes.
Requiere buenos trabajos de cementación.
TERMINACIÓN MULTIPLE

La terminación múltiple es realizada cuando se desea producir

simultáneamente hidrocarburo de dos o mas formaciones sin que
estas se mezclen.
Para lograr esta separación entre las formaciones son utilizados
los packers.
Ventajas
Permite la producción de hidrocarburos de mas de una zona
Incrementa el rango de producción
Previene que diferentes reservorios se comuniquen por el mismo
pozo.
Desventajas
Su costo es elevado en comparación a terminaciones
convencionales y su tratamiento requiere gastos elevados.
Se corre el riesgo de a través de los packers
 TERMINACION CON GRAVA

La terminación con grava esta diseñada para la producción en

áreas donde se tiene cantidades grandes de areniscas no
consolidadas. Estas terminaciones son diseñadas para permitir el
flujo de hidrocarburos hacia el pozo pero al mismo tiempo
prevenir que la arena ingrese al pozo causando complicaciones .
El método mas común para solucionar este problema es el uso
del sistema del filtrado. Agregando una capa de grava diseñada
para retener las partículas de arena se previenen problemas que
trae consigo la producción de arena.

Ventajas
Control de formaciones no consolidadas
Altos rangos de producción

Desventajas
No existe buena separación entre zonas productivas.
El tratamiento y estimulación de la zona productiva son
complicadas.
 TERMINACION DE POZOS
ARREGLO SUBSUPERFICIAL DE PRODUCCION

Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir

desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados.

TUBERIAS DE PRODUCCION

Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las

perforaciones hasta la superficie.
Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y
P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes
ácidos, son más resistentes y costosos que el J-55, este último presenta un
buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos tipos de
conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American
Petroleum Institute (API). La conexión API "NU" (NOT-UPSET), que consta
de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería.
La conexión de tubería "EUE" (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee
mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de
alta presión.
PACKERS DE PRODUCCIÓN.

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un

sello entre la tubería productora y la cañería de producción, a fin
de evitar el movimiento de fluidos fluido a la presión diferencial
sobre y debajo del punto sellado . Estos packers son utilizadas
bajo las siguientes condiciones:
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 terminaciones
múltiples.
Para proteger la cañería del colapso, mediante el empleo de un
fluido sobre la packers en el espacio anular entre la tubería de
producción y la cañería.
Tipos de packers
Los diferentes tipos de packers pueden ser agrupados en clases principales;
luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos. De esta
forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables.
PACKERS RECUPERABLES.
Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación
y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente.
Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma
tubería.

Packers de Compresión.
Se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre el packers y se
recupera tensionando. Son principalmente utilizadas en pozos verticales,
relativamente someros y de baja presión.

Packers 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 a la derecha ¼ de vuelta, de
manera que las cuñas vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y
donde se anticipen presiones diferenciales moderadas. Son usadas
preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros.
Packers 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 un diferencial de presión desde
arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación
de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos
de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de
tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten
mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la
posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la tubería o
por contracción de la misma. Su mayor desventaja se debe a que como
deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de
partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible
realizar cualquier trabajo de rotación.
PACKERS PERMANENTES.
Estos se pueden correr con la tubería de producción
y en caso de formaciones con temperatura de fondo
alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de
asentamiento consiste en utilizar un asentador
hidráulico bajado junto con la tubería de
producción. Una vez asentada el packer, se
desasienta el asentador hidráulico y se saca la
tubería junto con la tubería de producción. Los
paker permanentes se pueden considerar como una
parte integrante de la cañería, ya que la tubería de
producción se puede sacar y dejar el packer
asentado en la cañería. Usualmente para destruirla
es necesario perforarlo, por lo que frecuentemente
se denomina “packer perforable”.
Para la selección de packer es necesario considerar diversos factores tanto
técnicos como económicos. Generalmente, se escoge el packer menos costoso
que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo
inicial del packer no debe ser el único criterio de selección. Es necesario tomar
en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos, por ejemplo, los
packers más económicos son generalmente las de compresión y las de tensión.
Las packers hidráulico suelen ser las más costosos. Es necesario tomar en cuenta
facilidades de reparación y disponibilidad. Los packers con sistemas complejos
para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, los
packers recuperables que se liberan con simple tensión son deseables en
muchos casos.
NIPLES DE ASIENTO

Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en

el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para
alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los
niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son:

Niples de asiento selectivo

Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción,
siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de
niple son:
Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.
Permite probar la tubería de producción.
Permite colocar válvulas de seguridad.
Permite colocar reguladores en fondo.
Permite colocar empacaduras hidráulicas.

Niples de asiento no selectivo

Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Estos niples son
colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de
producción.
TAPONES RECUPERABLES

Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad

de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen
tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en
niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la
dirección en que son capaces de soportar presión.
Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido
descendente.
Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.
Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de
operación.
Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un
pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las
operaciones con equipos de superficie
MANDRILES CON BOLSILLOS LATERALES

Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas
para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Existen dos
tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril
estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor
y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el
segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de
producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular..
 Camisas deslizables
Las camisa deslizables son ventanas en el tubing y sirven para
comunicar o aislar el interior con el espacio anular entre el
tubing y el casing de producción. Son dispositivos de
circulación que contiene interiormente una camisa deslizable
que se abre o cierra con un equipo de cable.
Baleos o punzados
Se efectúa este sistema el año 1932, el objetivo de su uso es interconectar una
formación de hcb. con el pozo. El cual se encuentra a la fecha con un amplio
conocimiento en cuanto a potencia y penetración. Entre los equipos de
perforación más empleados tenemos:

a) Perforadores a bala
b) Perforadores a Jet
c) Perforadores a Jet Convencionales a través del tubing
d) Perforadores hidráulicos, etc.
Baleo es el proceso de hacer hoyos a través de
la tubería de revestimiento hasta la formación.
Esto provee de comunicación desde un
yacimiento petrolífero hasta la tubería de
revestimiento, lo que permite que el fluido de
la formación fluya dentro del hoyo.
Originalmente, las perforaciones eran hechas
con balas y algunas pistolas de balas aún se
encuentran en uso para formaciones suaves.
Ahora la mayor parte de las perforaciones se
hacen con cargas de inyección.
 INSTALACION DEL SUPERFICIAL

CABEZAL DEL POZO

Consiste en una pieza de equipo montada en la abertura del pozo y

sirve para monitorear la extracción de fluidos, previene la fuga de
hidrocarburos y previene reventones debido a altas presiones.
Estos soportan presiones de 20000 PSI. Consiste de 3 partes que
son:

CABEZAL DE CAÑERIA
Consiste en piezas pesadas que proporcionan un sello entre
cañería y la superficie, soportan la columnas de cañerías instaladas
en el pozo. Esta pieza generalmente contiene un mecanismo de
mordaza que asegura el sello entre el cabezal y la cañería.

CABEZAL DE TUBERIA DE PRODUCCION

Es similar al cabezal de la cañería. Proporciona un sello entre la
tubería de producción y la superficie. Este cabezal esta diseñado
para permitir el flujo fuera del pozo de forma controlada.
ARBOL DE VALVULAS
Es una pieza de equipo que es montada sobre los cabezales anteriormente
descritos y contiene tuberías y válvulas que sirven para controlar el flujo de
hidrocarburos y otros fluidos. Generalmente contiene varias ramificaciones
parecidas a las de un árbol, es la parte mas visible de un pozo y permite regular la
producción del pozo