Gov curso de completacion

7/1/2013 1
COMPLETACION DE POZOS
HERRAMIENTAS DE
COMPLETACION
ESCUELA POLITECNICA NACIONAL
Ing. Guillermo Ortega V. MSc.

Ing. Guillermo Ortega V. Msc
Completación de Pozos
Definición
El objetivo de la completación es permitir que
los fluidos del reservorio, se transporten a
superficie de una manera segura y eficiente.

Para diseñar una completación se requiere del
conocimiento de :
Yacimientos
Facilidades e Instalaciones de Superficie.
Casing y Tubing.
Perforaciones.
Herramientas de completación de fondo.
– Sistema de control de flujo.
– Sistema de empacaduras
– Control de arena
– Colgadores (Liner Hangers)
– Instrumentación
– Inyección de químicos.

7/1/2013 4
EL YACIMIENTO
Que es ???

7/1/2013
PRODUCCION DE LOS YACIMIENTOS
La extracción, producción o explotación del
petróleo se hace de acuerdo con las
características propias de cada yacimiento.
– Empuje por gas soluble del reservorio.
– Empuje por capa de gas del reservorio.
– Empuje hidrostático del reservorio.

7/1/2013
EMPUJE POR GAS SOLUBLE DEL RESERVORIO

7/1/2013
EMPUJE POR CAPA DE GAS DEL RESERVORIO

7/1/2013
EMPUJE HIDROSTATICO DEL RESERVORIO

7/1/2013
Ciclo de vida de un yacimiento
Exploración
Descubrimiento
Delimitación
Desarrollo
Producción
Primaria
Producción
Secundaria
Explotación
avanzada
Taponamiento

7/1/2013
Ciclo de vida de los pozos
Ubicación y estudio
Acondicionamiento
de la localización
Perforación
Producción
Toma de
información
Mantenimiento
preventivo y
correctivo
Acondicionamiento
Taponamiento

7/1/2013
TUBERIAS

7/1/2013
¿ Que es una tubería ?
Una tubería es un elemento cilíndrico hueco
compuesto generalmente de acero, con una
geometría definida por el diámetro y el
espesor del cuerpo que lo conforma, es
decir por un diámetro nominal y un espesor
nominal constante en toda su longitud.

7/1/2013
Acero
El acero es un metal refinado, obtenido de
lingotes de hierro combinado con otros
elementos químicos.
Los aceros se dividen en:
• Aceros Ordinarios
• Aceros especiales

7/1/2013
Acero
Aceros Ordinarios: Contienen tres elementos principales
(hierro, carbono y manganeso)
El carbono y el manganeso unidos no representan mas del 1,5 % del
metal
Aceros Especiales: Se hacen como los ordinarios pero se
les agrega otros elementos tales como:
níquel, cromo, molibdeno, cobre, vanadio
y tungsteno
Aceros inoxidables, aceros resistentes a la corrosión y a las altas
temperaturas.

7/1/2013
CLASIFICACION DE LAS TUBERIAS
•TUBERIAS DE PERFORACION
• Son tuberías utilizadas durante las operaciones de perforación.
•LINEAS DE FLUJO (TUBERIAS DE TRANSPORTE)
• Son tuberías instaladas desde el cabezal del pozo hasta las
estaciones de producción.
• Conducen los fluidos producidos del pozo hasta las estaciones de
producción, separadores, compresores o tanques de
almacenamiento
• Tubería recuperable y reemplazable.

7/1/2013
•TUBERIAS DE REVESTIMIENTO (CASING)
• Son tuberías que revisten el hueco perforado durante la etapa
de perforación y terminación del pozo.
• Previene contaminación de zonas con agua fresca.
• Provee el medio de control del pozo durante la perforación.
• Soporta el diámetro del hueco y previene derrumbes.
• Provee un diámetro uniforme de dimensiones conocidas.
•TUBERIAS DE PRODUCCION (TUBING)
• Son tuberías instaladas dentro del casing a través del cual se
conducen hasta la superficie los fluidos producidos de un pozo.
• Provee control de pozo, de la producción, y de la estimulación.
• Tubería recuperable y reemplazable.

7/1/2013
•TUBERIAS FLEXIBLES (CTU)
• Son tuberías de gran longitud y flexibilidad, que no requieren
utilizar conexiones o juntas para conformar toda una sarta.
• Las unidades de tuberia flexible (CTU) constan de:
• Tubería enrollada.
• Cabeza inyectora. Carrete.
• Conexiones superficiales de control
• Unidad de alta presión y cabina de control
• Las unidades de tuberia flexible (CTU) pueden realizar múltiples
operaciones en el proceso de reparación de pozos.
• Perforación. Estimulaciones. Colocación de cemento. Pescas.
• Moliendas.
• Control de arena. Disparos. Registros.
• Pueden utilizarse como aparejo de producción.

7/1/2013
•LUSTRABARRENAS (DRILL COLLARS)
• Son tuberías utilizadas para auxiliar a la tubería de perforación
a dar peso a la broca durante las operaciones de perforación.
•TUBERIA PESADA (HEAVY WEIGTH)
• Son tuberías de grandes dimensiones (espesor), utilizadas
como tubería auxiliar entre la broca y los lustrabarrenas
• Evitan la fatiga de los tubos durante la perforación.

7/1/2013
TIPOS DE CASING (SEGUN LA FUNCION)
Conductor: Es la primera tubería que puede ser hincada o cementada,
se instala antes que se mueva el taladro de perforación.
 Previene el derrumbe alrededor de la base del taladro.
 Sella formaciones someras no consolidadas.
 Superficial: Provee equipo de flotación, que permite realizar una buena
cementación.
 Aísla zonas de agua fresca.
 Aísla zonas someras poco consolidadas.
 Intermedio: Aísla zonas inestables del agujero.
 Aislar zonas de pérdidas de circulación, o cavidades de alta presión
de gas.
 Previene el ensanchamiento del hoyo por lavado del fluido de
perforación.

7/1/2013
TIPOS DE CASING (SEGUN LA FUNCION)
 Producción: Aísla formaciones de producción.
 Soportan la máxima presión del reservorio productor.
 Resisten presiones en el caso de fracturamiento.
 Deben tener resistencia a la corrosión.
 Protege al tubing
 Protege a los elementos y equipos de levantamiento artificial.
 Liner: Es una sarta de tubería que no se extiende a la cabeza del pozo.
En cambio se sostiene por otra sarta.
 Economía en tubería y rápida instalación.
 Permite corregir desgate de la tubería de revestimiento

800'
1600'
4300'
6300'
10350'
9650'
30"
20"
13 3/8"
9 5/8"
7"
30"
16"
10 3/4"
7 5/8"
TVD in Ft.
CASING
DIAMETRO
(pulg)
PROFUNDIDAD
(pies)
CONDUCTOR 16 - 30 40 - 400
SUPERFICIAL 7 - 20 HASTA 1500
INTERMEDIO 7 - 13 ¾ VARIOS
PRODUCCION VARIOS VARIOS
LINER VARIOS VARIOS

7/1/2013
Diámetro
Nominal
(pulg)
Peso
Nominal
(lbs/pie)
Clase Grado
Resistencia
a la
Tensión
*(lbf)
Resistencia
a la
Torsión
(ft-lbf)
Resistencia
al
Colapso
(psi)
2 3/8 4,85
I E 75 98000 4760 10500
II G 105 151000 5810 11763
PREMIUM X 95 136000 6090 12155
4 14,00
I X 95 361000 27740 15592
II S 135 404000 25420 13866
PREMIUM G 105 314000 36900 12546
5 1/2 24,70
I S 135 895000 101830 17626
II G 105 548000 52370 11096
PREMIUM E 75 391000 44320 9051
6 5/8 25,20 I E 75 489000 70580 6542
Características geométricas y mecánicas de la tubería de perforación
Grado.- Estandarizado por API, esta designado por una letra y un número. El numero representa el esfuerzo de fluencia
mínimo en psi, que se define como un 80 % del valor promedio de los datos de ensayo.

7/1/2013
Diámetro
Nominal
(pulg)
Peso
Nominal
(lbs/pie)
Grado
Diámetro
Drift
(pulg)
Diámetro
Interior
(pulg)
Resistencia
al
Colapso
(psi)
Resistencia
a la
Tensión
(psi)
7
17,00 H-40 6,413 6,538 1420 196000
23,00 L-80 6,241 6,366 3830 532000
35,00 P-110 5,879 6,004 13020 1119000
9 5/8
32,30 H-40 8,845 9,001 1320 365000
36,00 K-55 8,765 8,921 2020 564000
53,50 P-110 8,379 8,535 7950 1710000
10 3/4
32,50 H-40 10,036 10,192 840 367000
51,00 C-90 9,694 9,850 3400 1310000
65,70 P-110 9,404 9,560 7500 2088000
20
94,00 H-40 18,936 19,124 520 1077000
94,00 J-55 18,936 19,124 520 1480000
133,00 K-55 18,542 18,730 1490 2125000
Características geométricas y mecánicas de la tubería de revestimiento

7/1/2013
Diámetro
Nominal
(pulg)
Peso
Nominal
(lbs/pie)
Grado
Diámetro
Drift
(pulg)
Diámetro
Interior
(pulg)
Resistencia
al
Colapso
(psi)
Capacidad
(bls/pie)
2 3/8
4.6 J-55 1.901 1.995 8100 0.00404
6.6 T-95 1.691 1.785 20670 0.00309
7.45 C-90 1.609 1.703 21860 0.00281
2 7/8
6.4 N-80 2.347 2.441 11170 0.00578
7.8 P-110 2.229 2.323 19090 0.00524
10.5 C-90 1.997 2.091 21200 0.00424
3 ½
9.3 N-80 2.867 2.992 10540 0.00869
7.7 H-40 2.943 3.068 4630 0.00914
15.5 L-80 2.423 2.548 18800 0.00630
4
9.6 H-40 3.423 3.548 4050 0.00331
11 J-55 3.351 3.476 6590 0.00380
18.9 T-95 2.875 3.000 20780 0.00874
Características geométricas y mecánicas de la tubería de producción

7/1/2013
CEMENTACIONES

7/1/2013
OPERACION DE CEMENTACION
La operación de cementación
consiste en bombear por la
tubería de revestimiento lo
siguiente:
– Un bache lavador.
– Un espaciador.
– Una lechada de cemento
diseñada.
– Espaciador.
– Volumen de lodo calculado para
alcanzar la presión final requerida
(presión de cierre).
La lechada se coloca en el
espacio anular entre el hueco
perforado y la tubería de
revestimiento

7/1/2013
CLASIFICACION DE LAS CEMENTACIONES
Las cementaciones se clasifican de acuerdo
a los objetivos que se persiguen:
– Cementación primaria
– Cementación forzada
– Tapones de cemento

7/1/2013
CEMENTACION PRIMARIA
La cementación primaria
asegura un sello completo y
permanente.
Se la realiza por etapas:
– Primera etapa (Zonas de
interés)
– Segunda etapa (Hasta
superficie)

7/1/2013
CEMENTACION PRIMARIA
Los objetivos de la cementación primaria son:
– Aislar las diferentes formaciones que contienen gas,
petróleo y agua
– Soportar el peso de la tubería de revestimiento
– Proteger el casing de fluidos corrosivos del pozo y con
los fluidos inyectados de estimulación
– Evitar derrumbes de la pared de formaciones no
consolidadas

7/1/2013
CEMENTACION FORZADA
Es el proceso que consiste
en inyectar cemento a
presión a través de
disparos o ranuras en la
tubería de revestimiento al
espacio anular.

7/1/2013
CEMENTACION FORZADA
Los objetivos de las cementaciones forzadas son:
– Mejorar el sello hidráulico entre formaciones.
– Corregir la cementación primaria (Luego de tomar registro).
– Eliminar la intrusión de agua.
– Reducir la relación gas-aceite.
– Sellar un intervalo explotado.
– Sellar un intervalo que se selecciono incorrectamente.
– Corregir una anomalía (desgaste) en la tubería de
revestimiento.

7/1/2013
TAPONES DE CEMENTO
Los tapones
comprenden un cierto
volumen de lechada de
cemento, colocado en
el hueco o en el interior
de la tubería

7/1/2013
TAPONES DE CEMENTO
Los objetivos de los
tapones de cemento son:
– Desviar la trayectoria del
pozo arriba de un pescado
o para iniciar la perforación
direccional.
– Taponar una zona del
pozo o taponar el pozo.
– Resolver un problema de
perdida de circulación en
la etapa de perforación.

7/1/2013
CLASES DE CEMENTO
El cemento es una mezcla de caliza y arcilla con adición de óxidos de
sodio, potasio y magnesio.
– Clase “A”: (6000 ft, 170 ºF), donde no se requiere propiedades especiales
– Clase “B”: ( 6000 ft, 170 ºF), donde se requiere moderada resistencia a los
sulfatos.
– Clase “C”: (6000 ft, 170º F), donde se requiere alta resistencia a la
compresión temprana.
– Clase “D”: (de 6000 ft hasta 10000 ft, 230 ºF), donde se tenga presiones
moderadas.
– Clase “E”: (de 6000 ft hasta 14000 ft, 290 º F), donde se tenga presiones
altas.
– Clase “F”: (de 10000 ft hasta 16000 ft, 320 ºF), donde se tenga presiones
altas.
– Clase “G” y “H”:(8000 ft, 170 º F), usados donde se tenga un amplio rango
de presiones y temperaturas. Conocidos como cementos
petroleros.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE FLOTACION
Al introducir la tubería de
revestimiento dentro del hueco, es
necesario equiparlo con los
accesorios convenientes para
obtener mejores resultados de los
objetivos básicos.
– Zapatas.
– Collares.
– Tapones de cementación.
– Centralizadores.

CABEZA DE CEMENTACION
Se colocan en la parte superior
del último casing instalado en
el pozo, y su función es alojar
los tapones de goma que se
enviaran durante el bombeo y
desplazamiento de la lechada,
por medio de un manifold de
válvulas. Se fabrican de
diferentes configuraciones
para uno o dos tapones y
distintos sistemas de roscado
o acople rápido (quick latch).
7/1/2013

DISPOSITIVO POR ETAPAS
Se utilizan para realizar
cementaciones en etapas cuando
las presiones hidrostáticas que
quedaran en el anular superan los
valores de presión de fractura de
la formación o para resolver algún
problema al utilizar dos lechadas
diferentes en el anular y también
para separar capas productoras
indeseables. Pueden ser
dispositivos de una etapa, dos,
tres y con diferentes tapones.
7/1/2013

COLGADORES
Son dispositivos que se
emplean para colgar tuberías
cortas (liners) dentro de otras
(casing intermedio), hay
disponibles diferentes tipos de
colgadores entre los cuales
tenemos.
Colgador mecánico
Colgador hidráulico
Colgador expandible
7/1/2013

7/1/2013
ZAPATA GUIA
La zapata protege y guía en la introducción a la tubería de
revestimiento, evitando la deformación y desgaste de la misma, pueden
ser del tipo: Guía, Regular, Aluminio, Cemento o con orificios laterales.

7/1/2013
COLLAR FLOTADOR
Proporcionan la
superficie de sello y el
punto de asentamiento
para los tapones de
cementación, se colocan
usualmente de 1 a 3
tramos arriba de la
zapata: Pueden ser del
tipo flotador, diferencial,
retención y cementación
múltiple.

7/1/2013
TAPONES DE CEMENTACION
Son los tapones que
se utilizan para
realizar una buena
limpieza y
posteriormente el
desplazamiento de la
lechada de cemento
para evitar su
contaminación.

7/1/2013
CENTRALIZADORES
En las cementaciones
primarias de tuberías
de revestimiento es
muy conveniente que
en las zonas de mayor
interés quede
centrada la tubería
con la finalidad de
distribuir la lechada de
cemento
uniformemente.

7/1/2013
CEMENTACIONES A PRESION
Existen dos técnicas de cementación:
– Tapones de cemento a presión.
– Cementaciónes Forzadas.
El aislamiento de determinadas zonas mediante la utilización de
tapones, consiste en la colocación de cemento sobre el intervalo
disparado, mas la aplicación de una presión necesaria para
formar un tapón de cemento deshidratado dentro de las
perforaciones y la formación.
La cementación a alta presión comprende el fracturamiento de
la formación y el bombeo de la lechada de cemento dentro de la
formación, hasta alcanzar y mantener una presión superficial
determinada (Presión de cierre).

7/1/2013
PROCEDIMIENTO OPERATIVO
1. Bajar la tubería de trabajo a la profundidad
deseada.
2. Bombear el primer bache de separación
3. Bombear la lechada de cemento,
verificando que la densidad del cemento
sea el requerido (diseñada previamente).
4. Bombear el segundo bache separador.
5. Desplazar el cemento con el volumen de
fluido calculado.
6. Levantar la tubería de trabaja a la
profundidad donde se pretende dejar el
tope de cemento.
7. Circular el volumen del pozo en forma
inversa a través del cabezal de
producción, desalojando el exceso de
lechada de cemento.
8. Sacar la tubería de trabajo a la superficie
Colocación de un tapón por circulación para aislar un intervalo

7/1/2013
1. Armar y bajar la herramienta cementadota
(Retenedor de Cemento), hasta la
profundidad deseada.
2. Anclar el retenedor en presencia del
operador de la compañía de servicio, según
sea el caso, de acuerdo con los
procedimientos especificados para la
misma.
3. Probar la hermeticidad del espacio anular.
4. Desenchufar el soltador del retenedor (se
recomienda levantar la tubería 15 pies, para
verificar su libre movimiento.
5. Efectuar una prueba de admisión para
garantizar la circulación de fluidos a través
de la válvula del retenedor y formación
6. Bombear el bache lavador.
Cementación a presión (Cementación Forzada)

7/1/2013
7. Bombear la lechada de cemento,
verificando que la densidad del cemento
sea el requerido (diseñada
previamente).
8. Bombear el segundo bache separador.
9. Desplazar el cemento con el volumen de
fluido calculado para el desplazamiento.
10. Bajar y enchufar el soltador en el
retenedor, y cargar el peso necesario
para evitar la comunicación en el
espacio anular.
11. Cerrar el preventor y bombear el
volumen de inyección, el cual depende
de las presiones en superficie
alcanzadas. Presurizar gradualmente el
espacio anular mientras se realiza la
inyección, de acuerdo con el
comportamiento de la presión de
inyección.

7/1/2013
12. Abrir el preventor y levantar la sarta de trabajo
hasta 15 pies para desenchufar el soltador y
cerrar la camisa de circulación del retenedor.
13. Circular en inverso para desalojar el exceso de
cemento y limpiar la tubería de trabajo.
14. Sacar la tubería de trabajo a superficie.
En ciertos casos se requieren de operaciones
adicionales como:
a) Moler la herramienta cementadota utilizada y
rebajar el cemento.
b) Limpiar el intervalo productor cementado y probar
su sello con un 60 % de la presión máxima de la
tubería de revestimiento.
c) Redisparar el intervalo deseado, según sea el caso.

7/1/2013
DISPAROS

7/1/2013
POR QUE DISPARAMOS..?
Existen varios fines para el punzonamiento:
– Perforación primaria: Producción de zonas de interés
o pozos reinyectores
– Perforación secundaria: Para pozos viejos
productores
– Reparación de trabajos de cementación (squeeze)
– Inducción de fracturas.
– Recuperación de tuberías.

7/1/2013
Cañoneo

7/1/2013
PARTES DE UN CAÑON
Contenedor
– Tubo metálico que posesiona las cargas y el cordón
detonador para un correcto dispara. Protege y aísla.
Cordón detonante
– Explosivo secundario que genera una gran onda de
presión que inicia la detonación de cada una de las
cargas
Detonador
– Dispositivo que almacena explosivo primario necesario
para activar el cordón detonante. Iniciado
eléctricamente desde superficie.
Cargas Jet
– Dispositivos pre-formados que contienen el explosivo y
material necesario para generar un jet que atraviesa el
revestimiento y la formación.

7/1/2013
CARGAS JET PREFORMADAS
Carcasa o Contenedor
– Parte metálica que sirve como
contenedor de los componentes
de la carga
Explosivo Iniciador
– Explosivo alto secundario que
inicia la ignicion principal
Explosivo Principal
– Explosivo alto secundario que
genera la presion para crear el jet
que perfora
Cono metal comprimido
– Metal en polvo altamente
comprimido contra el explosivo
principal.

7/1/2013
Factores en el sistema de disparos (Geométricos)
Densidad de
cargas (dpp)
Penetración.
Fase
Diámetro

7/1/2013
TIPOS DE CAÑONEO

7/1/2013
CAÑONEO (TCP)
BAJO BALANCE
No ocurre invasión del
fluido de completación a la
formación
Se limpian 100 % las
perforaciones, quedando
con una alta eficiencia de
flujo.
Longitud y diámetro de las
perforaciones menores.
Resultado: Pozos de alta
productividad
SOBREBALANCE
Invasión del fluido de
completación a la formación
Tan solo el 30 % de las
perforaciones se limpian
parcialmente, quedando
con una eficiencia de flujo
reducida.
Resultado pozos de baja
productividad

7/1/2013
VENTAJAS Y DESVENTAJAS
TCP
Se cañonea cualquier longitud y numero de
intervalos en una sola corrida.
Se puede cañonear con desbalance o sobre
balance extremo aportando ventaja en cuanto a
limpieza de perforaciones.
Mayor seguridad y control continuo del pozo al
momento de cañonear
Mas económico para intervalos grandes
No posee limitaciones en desviación
Es posible la orientación de los cañones en
caso de ser necesario
La operación es relativamente mas lenta,
especialmente en intervalos cortos
WL
Mas rapido para intervalos cortos y de poca
profundidad.
Necesita múltiples corridas para intervalos largos
Cañoneo en sobre balance con cañones de
grandes diámetros
El desbalance se lo debe realizar con cañones a
través de tubería
Limitado para pozos desviados

7/1/2013
PRUEBAS DE POZOS (TCP)
La completación de
evaluación es bajada
conjuntamente con
los cañones.
Se asientan las
empacaduras y se
procede a disparar
los cañones.
Si el pozo fluye, se
evalúa a flujo natural.
Si el pozo no fluye, se
evalúa con bomba jet
(de camisa)

7/1/2013
HERRAMIENTAS
DE
COMPLETACION

Herramientas de Fondo. Funciones y Tipos.
Tipos
– Sistema de control de Flujo.
– Sistema de Empacaduras.
– Control de arena (Sand Control).
– Colgadores (Liner Hangers).
– Instrumentación.
– Inyección de químicos.
Consideraciones.
– Temperatura, Presión y Material
– Cargas de Tubing.
– Instalación de la completación.
• Métodos de asentamiento y recuperación.
– Flexibilidad para el asentamiento.
• Tensión, Compresión o Neutral.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE COMPLETACION
SISTEMAS
DE
CONTROL DE
FLUJO

Sistemas de Control De Flujo
Funciones y Tipos.
Funciones.
Taponar la Tubería
Aíslan Zonas.
Controlar el flujo en Cualquier dirección.
Comunicarse selectivamente entre el tubing y el anular
Tipos:
Instalados en Tubería.
Instalados por medio de Slickline, Wire-Line, Coiled Tubing.
Dispositivos que controlan el flujo de fluidos en
el fondo del pozo.

7/1/2013
SISTEMAS DE CONTROL DE FLUJO
NIPLES DE ASENTAMIENTO & TAPONES
Lock Recess No-Go Shoulder Polished Bore
Tubing Mounted Nipple Allows for the
Installation, Locking, and Sealing of Downhole
Flow Control Devices Within the Tubing String
Equalizing Mandrel Lock Mandrel Packing Sub Equalizing Plug Bottom

7/1/2013
Landing Nipples CAMX
Las Series de Landing Nipples CAMX son nipples
completamente selectivos usados para asentar,
tapar y sellar tapones con extensiones de
dispositivos de control de flujo en la tubería de
producción. El perfil interno de las Series de
Landing Nipples CAMX incluye perfile selectivo, un
receso de tapón y zona pulida.
Las principales características de Las Series de
Landing Nipples CAMX incluye:
Completo perfil selección
Cerrada tolerancia en la zona de sello.
Alta variedad de dispositivos de control de flujo

7/1/2013
TAPONES RECUPERABLES (STANDING VALVE)
Son empleados para taponar la tubería de producción y tener
la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y
reparación de equipos de subsuelo.
Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los
cuales son asentados en niples.
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.

7/1/2013
TAPONES (STANDING VALVE)
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.
El tapón que soporta presión por debajo consiste
en un ensamblaje con un tapón de cabezal
cargado con un resorte, el cual sella sobre un
asiento metálico dispuesto en el sustituto
igualador, pudiéndose realizar este sello también
con un asiento de goma en adición con el metal.

7/1/2013
El tapón de circulación soporta presión solamente
por encima y puede ser circulado a través de él. Su
diseño varía de acuerdo a los requerimientos,
teniendo así dispositivos de cierre con bola y
asiento, válvula de sello o tipo válvula check de
goma.
Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas
direcciones el cual es comúnmente empleado para
separación de zonas de completaciones del tipo
selectivas.

7/1/2013
Operaciones
De Presión por
Arriba
De Presión por
Debajo
De Presión por
Ambos
Sentidos
Reparar equipos de superficie ------- Aplicable Aplicable
Probar tubería eductora por
presurización hacia arriba
Aplicable ------- -------
Desairear tubería eductora a la
entrada o salida del pozo
------- Aplicable -------
Asentamiento de la
empacadura hidráulica
Aplicable ------- -------
Circular por encima fluidos Aplicable ------- Aplicable
Separación de zonas en
completaciones selectivas
------- ------- Aplicable
Fracturamiento en
completaciones
Aplicable ------- Aplicable
Matar pozos ------- Aplicable -------
Mover un montaje dentro o
fuera de localización
------- Aplicable Aplicable
Para uso como válvula de pie Aplicable ------- -------
Para probar empacaduras ------- ------- Aplicable
Acidificación en
completaciones selectivas
Aplicable ------- Aplicable
Taponamiento de cabezal en
completaciones
Taponamiento de cabezal para
trabajos de reparación
Tipos de Tapón
En la tabla se muestra de
forma esquemática las
aplicaciones recomendadas
para taponar la tubería de
producción (eductor).
Se presenta en forma
funcional las aplicaciones de
los tipos de tapones, las
direcciones de las presiones
que deben soportar cuando
se realiza determinada
operación en el pozo y
finalmente cual de ellos es
aplicable para la operación
presentada

7/1/2013
CAMISA DESLIZANTE
Nipple Profile Inclded for
Instalation of Flow Control
Devices
Inner Sleeve is Positioned Up
or Down by Wireline to Prevent
or Allow Communication From
Tubing to Annulus (Sleeve is
Shown Closed)
Inner Sleeve
or Insert
Flow Slots Equalizing Slots Housing with
Flow Ports
Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción.
Pueden ser abiertos o cerrados mediante unidades de cable de acero (wire line)

7/1/2013
CAMISA DESLIZANTE
Entre las funciones que cumplen
estos dispositivos tenemos:
– Traer pozos a producción.
– Matar pozos.
– Lavar arena.
– Producción de pozos en múltiples
zonas.

7/1/2013
CAMISA DESLIZANTE
Existe una gran variedad de estos equipos
con diferentes aplicaciones, pero con un
mismo principio de funcionamiento. Entre
ellos tenemos:
– Tubería de producción con orificios.
– Con receptáculos de asiento y ancla para
mandril.
– Con una sección de sello.
– Con camisa recuperable con wire line.
– Con válvula recuperable con wire line

7/1/2013
CAMISA HIDRAULICA ON/OFF

7/1/2013
CAMISA HIDRAULICA CHOKE AJUSTABLE

7/1/2013
CAMISA ENCAPSULADA

7/1/2013
SISTEMAS
DE
EMPACADURAS

7/1/2013
EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
Es una herramienta de fondo que
se usa para proporcionar un sello
entre la tubería de producción y el
revestimiento, a fin de evitar el
movimiento vertical de los fluidos,
desde la empacadura por el
espacio anular, hacia arriba.

7/1/2013
EMPACADURA DE PRODUCCIÓN
Son utilizadas bajo las siguientes
condiciones:
– Para proteger el casing de colapsos,
altas presiones de inyección y de
algunos fluidos corrosivos.
– Para aislar perforaciones en
completaciones múltiples.

7/1/2013
COMPONENTE BASICO
A.Elementos sellantes
B.Cuñas.
C.Elementos de asentamiento y
desasentamiento
D.Dispositivos de fricción
E.Anclas hidráulicas

7/1/2013
COMPONENTE BASICO
A. Elementos sellantes: Son de goma de nitrilo. Cuando se
asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime y
forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento.
Existen cuatro tipos, que se usan de acuerdo al tipo de
servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV,
respectivamente).
Tipos
Elementos
Sellantes
Presión de
Trabajo
(lb/pulg2)
Temperatura
de trabajo
(ºF)
I Un solo elemento 5000 250
II Dos o mas 6800-7500 275
III Dos o mas 10000 325
IV
Especiales para CO2
y H2S
15000 450

7/1/2013
COMPONENTE BASICO
B. Cuñas: Mantienen la empacadura en posición, bajo los diferenciales
de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser
reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.
C. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo
más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de
cerrojo en “J” y pasador de cizallamiento que requiere solamente una
ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura
para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un
simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es
aplicable a las empacaduras recuperables.
D. Dispositivos de fricción: Son una parte esencial para asentarlas y
en algunos casos para recuperarlas.
E. Anclas hidráulicas: Proporcionan un método confiable para prevenir
el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la
dirección opuesta de las cuñas principales.

7/1/2013
MECANISMO BASICO
Para que una empacadura realice el
trabajo para el cual ha sido diseñada, dos
cosas deben suceder:
– Primero un cono debe ser empujado hacia las
cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared
del revestidor.
– Segundo el elemento de empaque (gomas)
debe ser comprimido y efectuar un sello contra
la pared del revestidor.

7/1/2013
TIPOS DE EMPACADURAS
Se pueden subdividir de acuerdo a métodos de
asentamientos:
– Recuperables
– Permanentes
– Permanentes – Recuperables.
En la industria petrolera nacional las más utilizadas
son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en
diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.

7/1/2013
EMPACADURAS RECUPERABLES
Son aquellas que se bajan con la tubería de
producción o tubería de perforación y se pueden
asentar: por compresión, mecánicamente e
hidráulicamente.
Después de asentadas pueden ser desasentadas
y recuperadas con la misma tubería. Las
empacaduras recuperables son parte integral de
la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la
tubería es necesario sacar la empacadura.

7/1/2013
Empacaduras de recuperables compresión:
Se asientan aplicando el peso de la tubería de
producción sobre la empacadura y se recupera
tensionando.
Empacaduras 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 para
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.

7/1/2013
Empacaduras 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.
Empacaduras recuperables sencillas y duales
de asentamiento hidráulico: El asentamiento
de las empacaduras sencillas se realiza cuando
existe un diferencial de presión entre la tubería
de producción y la tubería de revestimiento.

7/1/2013
EMPACADURAS PERMANENTES
Estas se pueden asentar con la tubería
de producción o se pueden colocar con
equipos de cable eléctrico.
Se pueden considerar como una parte
integrante de la tubería de revestimiento.
Usualmente para destruirla es necesario
molerla, por lo que frecuentemente se
denomina empacadura perforable.

7/1/2013
SELECCIÓN DE EMPACADURAS
Para hacer una selección preliminar
es necesario recabar la siguiente
información y verificar que la
empacadura seleccionada cumpla con
cada uno de los siguientes aspectos:
– Tipo de empacadura (Recuperable,
Permanentes, Permanentes –
Recuperables).
– Tipo de completación.
– Dirección de la presión.
– Procedimiento de asentamiento de la
empacadura.
– Procedimiento de desasentamiento de
la empacadura.

7/1/2013
BOMBEO
ELECTRICO
SUMERGIBLE

HERRAMIENTAS DE COMPLETACION (BES)
7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
HERRAMIENTAS DE
FONDO

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– CABEZAL DE PRODUCCION
– TRANSFORMADOR
– SWITCHBOARD
– VARIADOR DE FRECUENCIA
– CAJA DE UNION (VENTEO)

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– CABEZAL DE PRODUCCION
1. Proporciona el medio para
instalar el cable de potencia
con un sello adecuado.
2. Permite obtener un sello
hermético y controlable para
los fluidos del pozo

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– TRANSFORMADOR
• Se usa para reducir el voltaje de
la fuente primaria al voltaje que
puede ser manejado por el
Switchboard o el Variador de
frecuencia

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– SWITCHBOARD
• Contiene todo el equipo
electrónico instalado para
protección y diagnóstico del
equipo de fondo

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– VARIADOR DE FRECUENCIA
– diseñado e instalado para cambiar la
frecuencia de la corriente suministrada al
motor para un comportamiento óptimo del
sistema BEC.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
SUPERFICIE
– CAJA DE UNION (VENTEO)
• Protege el acoplamiento entre el
cable de potencia procedente del
pozo y el cable de potencia que llega
del switchboard o VSD.
• También llamada Caja de Venteo ya
que proporciona un medio de venteo
del gas que podría venir del pozo,
migrando a través del cable de
potencia.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– SENSOR DE FONDO
– MOTOR
– PROTECTOR
– SEPARADOR DE GAS
– CABLE DE POTENCIA
– BOMBA

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– SENSOR DE FONDO
• El sensor de fondo permite
un mejor control de la
operación del equipo BEC
por medio del monitoreo
continuo de parámetros
como presión y temperatura
y los dispositivos de
protección

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– MOTOR
– Proporciona la energía a la bomba
para girar y acelerar los fluidos que
están siendo bombeados.
– El enfriamiento del motor es
proporcionado por el flujo de fluidos
alrededor de él.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– PROTECTOR
1. Previene la entrada de fluidos del
pozo al motor.
2. Permite la igualación de presión
entre los fluidos del pozo y el
motor.
3. Provee espacio para compensar la
expansión y contracción del aceite
del motor.
4. Sirve como conexión entre el eje
del motor y el eje de la bomba.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– SEPARADOR DE GAS
• Separa el gas libre con el fin
de evitar bloqueo por gas

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– CABLE ELECTRICO
Plano
• El cable de potencia consiste de tres
conductores de cobre que se
extienden desde el tope del cable
plano del motor hasta el cabezal del
pozo.
• El cable de potencia es usado para
transmitir al motor la energía
eléctrica desde la superficie

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– CABLE ELECTRICO
Plano con Capilar
pozo.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– CABLE ELECTRICO
Redondo
pozo.
eléctrica desde la superficie.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– CABLE ELECTRICO
Redondo con Capilar
pozo.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE
FONDO
– BOMBA
– Una bomba centrífuga mueve fluidos rotándolos
con un impulsor rotativo dentro de un difusor que
tiene una entrada central y una salida tangencial.
– La trayectoria del fluido es una espiral que se
incrementa desde la entrada en el centro a la
salida tangente al difusor.
– El impulsor transmite energía cinética al fluido.
– En el difusor, parte de la energía cinética es
transformada en energía potencial (altura) por
medio de un incremento del área de flujo.

DIAMETRO DE LAS BOMBAS
SERIE DIAMETRO
EXTERNO
CASING
400 4,00 “ 5 ½ “
538 5,38 “ 7 “
738 7,25 “ 9 5/8 “
862 8,63 “ 10 ¾ “
1125 11,25 “ 13 ·/8 “
7/1/2013

7/1/2013
HERRAMIENTAS
ESPECIALES PARA
BOMBEO ELECTRICO

7/1/2013
Las principales características de
la Y Tool incluyen:
- Automático acceso debajo de la
ESP, cuando la ESP está
apagada.
- Ahorro de tiempo de WL y/o
Coiled
- Tubing
- El modelo mostrado es de la Cía.
Phoenix Petroleum Services Ltd
- Cierra automaticamente con el
fluido del pozo cuando la bomba
es puesta en operación
Y TOOL

7/1/2013
Y TOOL

7/1/2013
Y TOOL
Esto permite el acceso a
la formación sin sacar la
completación. Cuando la
ESP se apaga el flapper
cerrara la tubería donde
está instalada la bomba.
Permitiendo accesar al
reservorio con herramientas
convencionales.
Seating Nipple
“Y” Block
Electrical Submersible
Pump (ESP)
Sliding Sleeve
Permanent Packer with
Locator Seal Assembly
Seating Nipple

7/1/2013
ON-OFF SEAL CONNECTOR
On-Off Seal Connector
Mechanical Set, Double Grip
Retrievable Packer
Pup Joint
Wireline Entry Guide
El on-off seal
connector es la
herramienta que
permite bajar
completaciones de
producción (BHA
de fondo) para
aislar una o varias
zonas, permitiendo
recuperar el tubing
sin desasentar el o
las empacaduras

7/1/2013
ON-OFF SEAL CONNECTOR
Rote 1/2 Vuelta a la
derecha o la izquierda para
liberar.
Soporta 10000 psi de
diferencial.
Rango de Tensión
Comparable con el Tubing
N-80
No tiene componentes
soldados
Niple profile acepta
Accesorios de Control de
Flujo

Figura Nº 3.23 Diseño de la Completación para Producción por Bombeo Electrosumergible
con empacadura, y completaciòn de fondo para dos o más zonas

7/1/2013
SISTEMAS
DE
MANDRILES

7/1/2013
MANDRILES CON BOLSILLO LATERAL
Son diseñados
para instalarse en
los controles de
flujo, como
válvulas para
levantamiento
artificial con gas,
en la tubería de
producción.
Gas Lift Mandrels with
Dummy Gas Lift Mandrels
Sliding Sleeve
Locator Seal Assembly
Packer
Seating Nipple

7/1/2013
MANDRILES CON BOLSILLO LATERAL
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.

7/1/2013
VALULAS INSTALADAS EN LOS MANDRILES
Las válvulas que se instalan en estos
mandriles se clasifican en dos grupos:
– Recuperables con unidad de cable de
acero.
– No recuperables con unidad de cable de
acero.
Las no recuperables con unidad de
cable de acero son poco usadas debido
a que el reemplazo de alguna de ellas
ameritaría sacar la tubería de
producción, sustituirla y luego
introducirla de nuevo en el pozo.

7/1/2013
CAMCO MMM SIDE POCKET MANDREL
El Camco* MMM Series mandrels está diseñado
como parte integral de la tubería cuando es
preparado un pozo con producción de gas lift,
inyección química, u otras aplicaciones
especiales.
Los side pocket mandrel son diseñados con una
sección transversal oval y están normalmente
disponibles solo en caja por pin configuración
para tipos de roscas EUE y cajas por pin para
roscas premium.

7/1/2013
CAMCO MMM SIDE POCKET MANDREL
- Las principales características del
camco MMM side pocket mandrel
incluye:
- Unico oval pocket mandrel de 1-1/2”
- Pocket tubular y herramienta
discriminadora
- Sistema de posicionamiento de
orientación de manga (Patentada)
- Hombros Internos y externos

BOMBEO MECANICO
Equipo de
Superficie
Motor
Balancín
Cabezote y Contrapeso
Manivela
Cabezal
Vástago
Herramientas de
fondo
Casing de revestimiento de
superficie
Casing de revestimiento de fondo
Tubería de Producción
Varillas o Cabillas
Bomba de Subsuelo
Ancla para la tubería
Ancla de gas o separador de gas
Neplo de asiento
7/1/2013

COMPLETACION

FUNCION DE LAS HERRAMIENTAS
VARILLAS
La varilla es la que
transmite el movimiento
vertical desde el cabezal
hasta la bomba de
subsuelo.
BOMBA
La bomba de subsuelo es la
encargada de sacar el
fluido de la formación a
superficie, se encuentra
localizada en el fondo del
pozo y se comunica por
medio de la varilla a
superficie
7/1/2013

ANCLA
Esta herramienta se coloca
en el fondo del pozo y sirve
para tensionar la tubería de
producción y de esta
manera impedir
ondulaciones de la misma
debido a la altas
temperaturas del pozo y así
permitir que las varillas se
deslicen sin rozamiento
hasta la bomba de subsuelo
7/1/2013

SEPARADOR DE GAS
Es un tubo ranurado cuyas medidas son las mismas que las
de la tubería de producción. Se coloca en el fondo del pozo
y sirve para separar el gas del fluido de perforación , por
esta herramienta pasa el fluido de formación a la bomba
para ser llevado a superficie.
7/1/2013

NEPLOS DE ASIENTO
Son usados para asentar, tapar y sellar tapones con extensiones
de dispositivos de control de flujo en la tubería de producción. El
perfil interno incluye perfil selectivo, un receso de tapón y zona
pulida.
Las principales características incluye:
Completo perfil selección
Cerrada tolerancia en la zona de sello.
Alta variedad de dispositivos de control de flujo
7/1/2013

•Camisa
•Packer
permanente
•Separador de
gas
•Neplo de asiento
•Bomba de pistón
•Varillas o
cabillas
•Cañoneo
•Anclas
hidráulicas

7/1/2013

7/1/2013
PESCA
Que es..?????

7/1/2013
OPERACIONES DE PESCA.
Un problema de pesca se define como el conjunto de
operaciones o procedimientos realizados dentro del pozo, con
el objetivo de remover o recuperar materiales, herramientas o
tuberías que impiden o afectan el desarrollo secuencial
durante la intervención del pozo.
La pesca para la recuperación de herramientas del pozo no es
una ciencia, así es que existen varias alternativas para
solucionar un mismo problema.
La disponibilidad de pescantes es menor en la medida que el
diámetro del pescado es mas pequeño.

7/1/2013
HERRAMIENTAS DE PESCA
La mayoría de herramientas de pesca están
diseñadas para introducirse con tubería.
Operan con rotación y movimientos recíprocos, o
con una combinación de ambos.
Se clasifican dentro de los siguientes grupos:
– Pescantes de agarre exterior.
– Pecantes de agarre interior.
– Pescantes para herramientas y materiales sueltos.
– Pescantes para línea y cable de acero.

7/1/2013
PESCANTE DE AGARRE EXTERIOR
Son herramientas diseñadas
para agarrar el pescado
exteriormente. Su
afianzamiento se basa en el
mecanismo de cuñas que
tiene en el interior del
pescante.
Se fabrican para ser operados
en rotación derecha o
izquierda.
Aplicados para pescados
sueltos o fijos.

7/1/2013
PESCANTE DE AGARRE INTERIOR
Están compuestos por machuelos y
arpones, son herramientas que
penetran en el interior del pescado
y que cuentan con un mecanismo
de diseño y agarre interior.
Los arpones están diseñados para
operar en tensión. Tienen la
particularidad de que al correrse en
el interior del pescado, las cuñas
están en posición retraída.

7/1/2013
PESCANTE DE AGARRE INTERIOR
Los machuelos son herramientas que
en su exterior tienen una rosca cónico
de un rango de menor a mayor
diámetro, con un orificio en el
extremo inferior para la circulación de
fluidos.
Su operación requiere de rotación y
peso para afianzar el pescado.

7/1/2013
PESCANTES PARA AGARRAR HERRAMIENTAS SUELTAS.
Se utilizan para agarrar materiales sueltos en
el interior del pozo, tales como: cuñas de
tubería, dados de llaves rotos, pedazos de
cable, conos y baleros de brocas.
El diseño de la canasta de circulación
inversa aprovecha precisamente las
circulación inversa que produce el fluido de
control cuando sale de la canasta en forma
de jet hacia el fondo del pozo para dirigirse
hacia la parte interior de la canasta. Arrastra
con ello los objetos por recuperar.

7/1/2013 139
CONTROL
DE
ARENA

7/1/2013
PRESENCIA DE ARENA
– Problema
Pozos de alta
productividad
terminación Sencilla
– Solución
Empaque con grava
Resinas plástica
Cedazos
preempacados de fibra
de vidrio
Cedazos de mallas de
acero

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Existe dos tipos de arena:
– Las que originalmente formaban parte de la estructura
de la formación.
– Las que están disueltas en los fluidos . Estas no son
problemas ya que son producidas
• Las referidas en primer termino son las que ocasionan
obstrucción en los canales de flujo

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Factores que afectan la producción de arena:
– Debido a presiones suprayacentes.
– Fuerzas capilares y al material cementante de los granos.
– La viscosidad y/o producción aumentan las fuerzas de arrastre.
– Al aumentar la producción de agua disuelve el material cementante
propiciando una disminución de la resistencia de la formación o una
reducción en las fuerzas capilares debido al aumento de la
saturación de agua.
– Debido al incremento de saturación se reduce la permeabilidad
relativa al aceite incrementando las caídas de presión en el
yacimiento.
– Las caídas de presión en el yacimiento incrementa las fuerzas de
compactación y puede reflejarse en la cementación entre los
granos.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Mecanismos de control de la arena
– Reducción de las fuerzas de arrastre es el método mas
barato y más efectivo y se puede hacer durante la
terminación del pozo, consiste en: Aumentar el área de
flujo por:
• Aumento de la densidad de perforaciones.
• Aumentar la longitud de disparos.
• Fracturas empacadas.
• Disparos limpios.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Métodos mecánicos de
control de arena
– Cedazos con grava para
retener la arena de la
formación.
– Cedazos preempacados
de fibra de vidrio.
– Cedazos de mallas de
acero inoxidable.
– Cedazos sin grava.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Parámetros básicos de diseño
– Optimizar el tamaño de la grava en base al
tamaño de arena de la formación.
– Optimizar el ancho de las ranuras del cedazo
para retener la grava o arena en su caso.
– Se debe usar una técnica de colocación
efectiva.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
CRITERIOS DE DISEÑO
– Obtener una muestra representativa; el tamaño de la
arena varia dentro de un cuerpo arenoso.
– Una muestra obtenida de la producción es buena
– Efectuar un análisis de mallas para obtener la
distribución de tamaño de los granos en % en peso.
– El procedimiento de análisis esta contenido en las
especificaciones ASTM.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
CRITERIOS DE DISEÑO
– Una vez obtenida la muestra se efectúa el análisis y se construye la
curva de distribución del tamaño del grano en valores porcentiles
de porcentaje acumulativo en peso contra diámetro del grano. Las
curvas varían de una región a otra.
– El método Schwartz se ha usado para obtener la uniformidad del
tamaño en base a lo siguiente
• El coeficiente de uniformidad c=D10/D90
– Si c es < 3 , la arena es uniforme y es descrita por el tamaño D10
– si C> 5 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D40
– si C> 10 La arena no es uniforme y es representada por el tamaño D70

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
TAMAÑO DE LAS RANURAS
– Idealmente las ranuras deben ser tan largas como sea posible
para no restringir el flujo de fluidos y finos
– El ancho de las ranuras no debe ser mayor del doble del ancho
de los granos correspondiente 10 porcentiles a fin de que sean
efectivas.
– En diámetros de tamaño uniforme o donde hay cambios de
producción, el tamaño de las partículas debe ser igual al tamaño
de 10 porcentiles.
– En empaques con grava el ancho de la ranura debe ser
ligeramente mas pequeño que el grano de grava mas chico.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
TAMAÑO DEL LA GRAVA DEL EMPAQUE
– De diferentes estudios y pruebas de laboratorio
se determino que el tamaño de la grava debe
ser lo suficiente para no permitir pasar arena de
la formación en la cara exterior del empaque y
la permeabilidad debe ser igual o mayor que el
de la formación

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Otro factor a controlar es la velocidad de flujo de la arena:
– El cual debe ser de menor de .05 pies/seg. para arena uniforme
– Y para arena no uniforme mayor que .05 pies/seg.
El calculo de la velocidad viene dado por:
– el cociente entre el gasto de producción en pie3/seg. entre el 50%
del área abierta de las ranuras en pie2
De acuerdo a las pruebas aludidas se llego por consenso que, la
relación de grava - arena debe estar entre 5 y 6 .

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Debido a que a valores fuera de este rango se
reduce la permeabilidad para valores mayores de 6
ocurre un puenteo dentro del empaque de grava y
en menores el tamaño de la grava mas chica que la
necesaria reduciendo la permeabilidad
Teóricamente el espesor del empaque debe ser de 4
a 5 veces el diámetro de la arena , pero en la
practica se considera que el optimo es de 3 pulgadas
de espesor, espesores mayores pueden permitir
mayor producción y viceversa

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Otro método es el de uso de resina plástica.
– Este es usado en zonas cortas donde por una u otra
razón un empaque con grava no puede ser usado
como son:
• En geometría reducidas.
• Terminaciones dobles.
• Pozos costa afuera.
• Pozos donde no se dispone de medios para sacar la
Tubería.
• Pozos con presiones de formación anormales

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Existen cedazos de mallas de acero
inoxidable que son fabricados por
compañías que usan el análisis
granulométrico para efectuar el diseño
Los cedazos pre empacados con fibra
de vidrio son usados exitosamente en
pozos de producción media.
El diseño es realizado en base al
análisis granulométrico de forma similar
al descrito para cedazos pero con la
ventajas de:
– No tiene problemas de corrosión.
– Puede ser molido fácilmente.
– Se usan en el extremo del aparejo frente
al intervalo disparado.
– Fácil fabricación.
– Costo bajo.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
CEDAZOS
PREEMPACADOS
– La rejilla doble:
• Consiste en una rejilla
estándar y una camisa
adicional sobre la
primera camisa.
• El espacio anular entre
las dos camisas se
rellena con grava
revestida con resina.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
CEDAZOS PREEMPACADOS
– La rejilla pre-empacada
sencilla:
• Posee una rejilla estándar.
• En este caso, se instala un
tubo perforado especial
sobre la camisa. Este tubo
está envuelto en un papel
especial para sellar los
orificios de salida, y la
región anular entre la
camisa y el tubo perforado
se llena con grava revestida
con resina.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
CEDAZOS PREEMPACADOS
– La rejilla Slim-Pak:
• Es similar a la rejilla estándar,
alrededor de la parte exterior de
la base de tubería perforada se
enrolla una rejilla de malla muy
fina y se asegura antes de instalar
la camisa.
• El espacio entre la camisa y la
rejilla de malla fina se llena con
arena de empaque revestida con
resina.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
La arena no es deseable en la producción de los pozos ya
que llega el momento en que interfiere en la producción del
pozo obturando las tuberías y reduciendo la producción de
petróleo, por lo que existen varios métodos para su control.
– Uno de ellos es colocar cedazos preempacados a través de
la completación de producción usando el coiled tubing.
Otro método de control es mediante la consolidación química
de la arena de la formación; puede ser con furan, material
epoxico y resinas fenólicas. Este tratamiento es para
intervalos no mayor de 10 pies.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Otro método de control es mediante la colocación de
arena recubierta con resina fenólica y epóxica material
empacado junto a la formación.
El método seleccionado dependerá de las condiciones
del pozo y circunstancias.
Actualmente el empleo del coiled tubing resulta
eficiente y es menos costoso comparado con otros,
debido al mejoramiento en esta tecnología en los
aspectos de equipo, servicios, herramientas y fluidos
lo que la ha hecho más confiable.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
El procedimiento para la colocación de cedazos es
generalmente de dos formas;
– En la primera:
1. Baje el ensamble de fondo con el cedazo en su parte inferior y la sección
de tubo hasta la cima del tapón de cemento con la herramienta
soltadora.
2. Coloque un tapón recuperable sobre la cima del ensamble.
3. Coloque arena alrededor del espacio anular entre el casing y el cedazo
hasta cubrir el ensamble.
4. Lave la cima del ensamble y recupere el tapón.
5. Coloque un empaque en la boca del ensamble contra el cvasing.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
– En la segunda:
1. Con la unidad de coiled tubing coloque el empaque de arena o bolas de
cerámica hasta cubrir el intervalo disparado.
2. Bajar el cedazo con la herramienta soltadora y con una zapata en su
extremo inferior y en el interior del coiled tubing como tubería lavadora.
3. Bajar hasta el fondo lavando el empacamiento en su parte central hasta
donde se encuentra el tapón de cemento.
4. Releve el coiled tubing y saque y repita el paso 4 del procedimiento
anterior.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA
Tamaño del Revestidor.
Diámetro Externo (pulg).
Diámetro Máximo de
Rejilla. Diámetro Externo
de Tubería (pulg).
Diámetro Óptimo de Rejilla.
Diámetrro Externo de
Tubería (pulg).
4 1 1
4 ½ 1 ¼ 1 ¼
5 1 ½ 1 ½
5 ½ 2 3/8 2 3/8
6 5/8 3 ½ 2 7/8
7 3 ½ 2 7/8
7 5/8 4 2 7/8
8 5/8 5 2 7/8
9 5/8 5 ½ 2 7/8
Diámetros recomendados de Rejillas para el interior del casing

7/1/2013
CONTROL DE ARENA: ESQUEMA DE COMPLETACION
Hoyo Revestido con Empaque con Grava, Pre-empacada, Hoyo Revestido con Rejilla
Completación Sencilla. Completación Selectiva.

7/1/2013
CONTROL DE ARENA: ESQUEMA DE COMPLETACION
Hoyo Revestido con Empaque con Grava, Pre-empacada, Hoyo Revestido con Rejilla
Completación Sencilla en el Pozo Desviado. Completación
Selectiva en el Pozo Desviado.

7/1/2013 164
RECUPERACION
DE
TUBERIA

7/1/2013
TIPOS DE APRISIONAMIENTO

7/1/2013
Recuperación de Tubería
HERRAMIENTAS DE PUNTO LIBRE
– Anclaje Motorizado 1 3/8”
– Anclaje Magnético 1 7/16”
BACK-OFF Y CORTADORES
– Back-off.
– Cortadores químicos
– Cortadores jet.
REGISTROS DE DIAGNOSTICO
– Pipe recovery log.
– Temperature/Sonan (Ruido)

7/1/2013
Desenrosque y Corte

7/1/2013
Cortadores

7/1/2013
Cortadores Químicos

7/1/2013
FALLAS EN TUBERIA
La ocurrencia de fallas en tuberías y juntas durante las
operaciones de perforación y reacondicionamiento son
variadas.
Traen retrasos en los programas operativos.
Aumentan los costos asociados al pozo.
La amplia gama de conexiones roscadas que existen
actualmente en la industria petrolera indica que no hay
una junta perfecta.

7/1/2013
FALLAS EN LA ROSCA

7/1/2013
FALLAS EN TUBERIA (Rompimiento de piñón)

7/1/2013
FALLAS EN TUBERIA (Colapso)

7/1/2013
FALLAS EN TUBERIA (Corrosión)

7/1/2013
FALLAS EN TUBERIA (Degollamiento de la TR en la junta)

7/1/2013 176
PRUEBAS
DE
PRODUCCION

7/1/2013
PRUEBAS DE POZOS (EVALUACION)
La prueba de formación
consiste en bajar una
completación temporal, los
formaciones productoras
son aisladas utilizando
empacaduras no
permanentes.
Las perforaciones se
realizan antes de bajar la
completación de evaluación
La evaluación proporciona
datos de:
– Presiones (Ps, Pwf,
Pb)
– Temperatura.
– Tipo y características
de los fluidos
producidos.
– K, POR, S
Cc V
vCc V
v

7/1/2013
PRODUCCION ( LUEGO DE EVALUAR )
Cuando el pozo no produce a flujo
natural, se instala un “sistema de
levantamiento artificial”
– Levantamiento artificial con bombeo mecánico
– Levantamiento artificial con bombeo eléctrico
– Levantamiento artificial con bombeo hidráulico
– Levantamiento artificial con bombeo neumático
“gas lift”

7/1/2013 179
UNIDADES
DE
APOYO

7/1/2013
UNIDADES DE APOYO DURANTE LA
PERFORACION O REACONDICIONAMIENTO
Las operaciones se realizan con equipos de reparación convencional
o con equipos especiales, como:
– Unidades de tubería flexible.
– Unidades de registro o de cable eléctrico.
Las operaciones de reacondicionamiento sin taladro, implican una
modificación de las condiciones de producción del pozo, estas
operaciones se las realiza “sin matar el pozo”.
La operación de ciertas herramientas requieren la utilización de
unidades especiales, como:
– Unidades de cable de acero.

7/1/2013
UNIDAD DE TUBERIA FLEXIBLE
UNIDAD DE COILED TUBING
La unidad de tubería flexible (CTU, es una
unidad móvil, cuya tecnología va desde
intervenciones en los pozos, hasta
aplicaciones de perforación y terminación,
consta de:
– Tubo conductor continuo, que se introduce
dentro del pozo.
– Cabeza inyectora, para introducir y sacar la
tubería flexible.
– Stripper, dispositivo que permite un sello
dinámico alrededor de la sarta de tubería.
Se opera desde una cabina de control, para
realizar diversas operaciones como;
– Limpieza de completaciones de producción o
inyección.
– Limpiezas de fondo de pozo.
– Estimulaciones.

7/1/2013
UNIDAD DE TUBERIA FLEXIBLE
MONITOREO DE PARAMETROS
En la actualidad, los programas informáticos
ha significado un enorme progreso en el
monitoreo de los parámetros de trabajo.
La cabina de control esta equipada con el
instrumental necesario para la operación y
control de los componentes de la unidad, la
cual cuenta con el equipo electrónico
necesario para registrar en tiempo real y
almacenar en memoria los siguientes
parámetros:
a) Presión de circulación.
b) Presión de pozo.
c) Caudal de circulación.
d) Volumen acumulado de fluidos bombeados.
e) Indicadores de peso y de tensión de la tubería
flexible.
f) Velocidad de ascenso y de descenso de la
tubería flexible.
g) Profundidad alcanzada por la tubería flexible.

7/1/2013
UNIDADES DE CABLE DE ACERO
Los servicios que se realizan con la
unidad de cable de acero se efectúan
cuando el pozo esta en etapa de
terminación, reparación y/o
mantenimiento.
Permite operar en los pozos con
presión.
Para poder bajar las diversas
herramientas de trabajo hacia el interior
del pozo, es necesario que se instale
en el cabezal, un equipo de control de
presión que consta de las siguientes
partes:
– Unidad Móvil.
– Cabina de operación.
– Malacate principal

7/1/2013
EL LUBRICADOR
Permite el uso de servicio de herramientas de
cabe de acero para mantenimiento de pozos, sin
necesidad de matar los mismos.
1. Stufffing Box
2. Sección Superior
3. Uniones rápidas
4. Bloques de sogas
5. Mástil
6. Sección media
7. Sección inferior
8. Válvula de desfogue
9. Válvula de wireline
10. Polea
11. Conexión en la cabeza del pozo
12. Indicador de peso
13. Cadenas, cuerdas de ajustar y amarrar
14. Adaptador del pozo

7/1/2013
HERRAMIENTAS (Kickover
Tool )
Posee dos barras flexibles o
patas móviles que al bajar
por el tubing no se abren,
debido al menor diámetro,
bajan unidas, pero al llegar
al mandril estas se abren
debido al mayor
espaciamiento, dando de
esta manera la ubicación del
mandril y su posterior
ubicación de la válvula de
gas o tapón en el bolsillo del
mandril.

7/1/2013
La línea de acero montada en el malacate de la unidad debe soportar medios corrosivos
muy agresivos causados por una combinación de dióxido de carbono, sulfuro de
hidrogeno y cloruros, acompañados de temperaturas y presiones elevadas. El malacate
es capaz de trabajar bajo las condiciones mostradas en la tabla.

7/1/2013
GRACIAS

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