Este documento contiene definiciones de varios términos técnicos relacionados con la completación de pozos petroleros. Explica conceptos como empacaduras, tuberías, conexiones, clasificación de completaciones y más. El documento provee información básica sobre los componentes y procesos involucrados en la terminación de un pozo perforado.

1. Unidad I
Glosario
Completacion de Pozos.
Alumno:
Jesús Sánchez
CI. 11,393,424

2. GLOSARIO DE TERMINOS BASICOS
Ancla antitorque:
Herramienta diseñada para el uso con bombas de
cavidad progresivo (BCP), se aferra a la pared del
tubo revestidor utilizando la contra rotación de las
B.C.P, en cualquier posición desde vertical hasta
horizontal. El ancla antitorque, posee 10 cuñas que
están posicionadas en dos niveles, aun contra la
pared del revestidor, desigual, dañada, o como
suele suceder posicionado al frente de la unión de
dos tubos revestidores.
Botella:
Es un niple, es un componente auxiliar de la completacion

3. Bridas:
Es el elemento de la completacion
que permite la unión de 2 tuberías
Camisa:
La Camisa Hidráulica está diseñada de tal manera
que facilita de una forma eficiente la entrada de
fluido de la formación a la tubería de succión o
producción, pudiendo ser manipulada gradualmente
desde la superficie.

4. Camisa de circulación:
Este equipo esta diseñado y fabricado con el propósito de
permitir o restringir la circulación del fluido entre el anular del
revestidor y la tubería de producción o viceversa. Su perfil
interno permite asentar un Tapón X.
Su utilidad es en la completación selectiva ya que nos permite
seleccionar una o varias arenas a producir. Circular fluido.
Circular inhibidores. Asentar los tapones X y asentar
aceleradores de producción.
Clasificación de las Tuberías:
• Tubería de alta resistencia: Soportan esfuerzos mayores a 8000 lpc
y su grado es C-75, N-80, C-98, y P105. Estas pueden presentar
problemas debido a la eliminación de la ductilidad y al aumento
de la sensibilidad a roturas. Ej.: P-105.
• Tubería de baja resistencia: Son generalmente dúctiles, por eso la
concentración de esfuerzos se ejecuta parcialmente mediante la
plasticidad del elemento.

5. Clasificación de las completaciones de pozos:
• Formación consolidada:
Completación a hoyo desnudo.
Completación con revestidor.
• Formación no consolidada:
Empaque con Grava a Hoyo Desnudo (O.H.G.P. o E.G.H.D)
Empaque con grava interno (I.G.P. o E.G.I)
• De acuerdo a su configuración mecánica:
Sencilla (simple ó selectiva).
Múltiple (simple ó selectiva).
La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque
son realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de
hidrocarburos.

6. Conexiones de tubería:
Es el dispositivo mecánico que se utiliza para unir tramos de tubería,
equipos de fondo y accesorios para formar una sarta de tubería con
características geométricas y funcionales específicas.
Estas juegan un papel muy importante dentro del diseño de la sarta de
producción o inyección, debido a que:
Más del 90% de las fallas que sufren las sartas de tubería se originan en
las conexiones.
Estas representan entre el 10% de la longitud total de la tubería y el 50%
del costo total de ésta.
Existen dos tipos de conexiones:
• Conexiones NU: Poseen roscas de 10 vueltas. Tienen una resistencia
menor que la del cuerpo del tubo.
• Conexiones EUE: Poseen 8 vueltas por rosca y una resistencia superior
a la del cuerpo del tubo. Éstas son las más utilizadas porque provee
un servicio confiable a la mayoría de los pozos.

7. Completacion de Pozos:
Es la terminación a una serie de trabajos que se cumplen en un pozo
luego de la perforación o durante la reparación del mismo, con esto se
se busca dotar al pozo del equipo de subsuelo necesario y adecuado a
fin de producirlo en forma óptima de una manera segura y rentable,
con el objetivo de drenar las reservas de hidrocarburos de los
yacimientos, monitorear parámetros de yacimientos e inyección de
agua o gas.
En algunas ocasiones los trabajos pueden incluir el revestimiento del
intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de
empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la
instalación de la tubería de producción. La completación es La fase
final a La perforación de pozos, por lo que aplica a: pozos exploratorios
(a-2), pozos de avanzadas (AI), pozos de desarrollo (a-o), pozos
inyectores/disposición (AI).
La completación incluye el análisis de ciertas condiciones mecánicas y
la rentabilidad económica de las que dependerá la productividad del
pozo y su desempeño operativo y productivo que a su vez consta de un
adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos.

8. Criterios de la Inspección de la Tubería:
Generalmente los criterios de inspección son diferentes para cada empresa,
pueden ser los siguientes:
Para tuberías nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales
de manera muy cuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos de
fabricación.
Para tuberías nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una
inspección electromagnética. Aquellas tuberías que presenten defectos de 5 a
12,5% de su espesor de pared no deben usarse.
Acoplamientos de tubería de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadas con
el método de partículas magnéticas, y por el método visual.
Tubería de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas con el método
electromagnético, si presentan defectos de corrosión.

9. Cono:
Son dispositivos que transmiten de la tubería bien
sea los movimientos de compresión o de tensión a
las cuñas para su expansión y anclaje al revestidor.
Cuñas:
Son piezas metálicas de acero recubiertas con material
de alta dureza (tungsteno) ya que son las que anclan la
empacadura al revestidor impidiendo el movimiento de
la misma.

10. Diámetro de Tubería:
Es seleccionado sobre la base de la tasa de flujo o bombeo estimado
para el pozo. La tasa de flujo o de bombeo, es determinada con un
Análisis de Curvas basado en el Comportamiento de Influjo del
Yacimiento y la Tubería.
Dispositivos de fricción:
Estos son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras
para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser:
flejes, en resortes o bloques de fricción y cada uno de estos
proporciona las fuerzas de sostenimiento necesarias para asentar
la empacadura

11. Ductibilidad:
Es la propiedad que poseen algunos materiales de deformarse en el rango
plástico, sin fracturarse. Por lo tanto, un material con una ductilidad alta se
deforma apreciablemente antes de romperse.
Dureza:
Se refiere a la propiedad que posee un material para resistir a la formación
de una fractura quebradiza. La dureza o resistencia al impacto se mide
mediante la Prueba del Impacto de Charpy. Esta consiste en golpear y
fracturar una sección de prueba con un péndulo en movimiento. Cuando el
material falla, se dice que experimenta una fractura dúctil o una fractura
quebradiza.

12. Elementos sellantes:
Son los sistemas fundamentales para lograr el aislamiento hidráulico. Están
constituido bien sea por una pieza o varias hasta tres anillos de elastómeros,
construidos de nitrilo y que pueden ser fabricados de diferentes dureza de
acuerdo a rangos de presión y temperaturas donde se vayan a usar.
Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime para
formar un sello contra la tubería de revestimiento. Durante la compresión, el
elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared
de la tubería de revestimiento.

13. Empacaduras:
Las Empacaduras son herramientas de fondo que se usan para proporcionar un
sello entre la tubería de producción y el revestidor, a fin de evitar el movimiento
vertical de fluidos desde la empacadura hacia arriba por el espacio anular.
En la actualidad existe una gran variedad de Empacaduras en el mercado, pero
todas ellas poseen básicamente la misma estructura.

14. Empacaduras. Su clasificación:
De acuerdo al sistema de anclaje las empacaduras se pueden
clasificar de la siguiente manera.
Mecánicas.
Hidráulicas.
Permanentes
Empacaduras mecánicas:
Estas empacaduras son bajadas con la tubería de producción y su asentamiento
se logra girando la tubería en el sentido de las agujas del reloj. El número de
vueltas está determinado por profundidad y el diseño de cada fabricante.
De acuerdo a la característica de la operación superficial para anclarlas se
clasifican en:
• Compresión o peso/rotación.
• Tensión.
• Compresión/tensión/rotación.

15. Empacadura Mecánica de Compresión:
Son sencillas debido a que poseen solo un sistema de anclaje al revestidor, no
tienen válvula interna de circulación, el elemento sellante puede trabajar
hasta 250°F. Se anclan cuando se llega a la profundidad de asentamiento
rotando la tubería en dirección de las agujas del reloj para que salga la “J”
del perfil interno del mandril, de esta manera salen las cuñas y se coloca
peso sobre el obturador para anclarlo al revestidor. Para desasentarlos basta
con tensionar la tubería.
Ventajas Desventajas
 Bajo costo.
 Se puede usar como
empacadura de tensión.
 El diámetro interno esta
completamente abierto al flujo.
 Pozos someros.
 Yacimientos de baja presión.
 No se pueden realizar a través
de ellos trabajos de
estimulación.

16. Empacadura Mecánica de doble compresión:
Similar a las sencillas, son equipos recuperables, son dobles debido a que tienen
doble sistema de anclaje, el agarre mecánico igual a la sencilla y adicional un
sistema de candados hidráulicos los cuales son accionados mediante presión
hidráulica y los mismos son localizados por debajo de la válvula de circulación.
Empacadura Mecánica de tensión sencillas:
Son equipos recuperables y muy similares a las empacaduras de compresión
sencillas, la diferencia es que presenta las cuñas y cono invertidos, por esta razón el
sistema de anclaje es tensionando la tubería. Su mayor aplicación se encuentra en
los pozos inyectores de agua y en pozos productores someros y con tubería de
completación de diámetros pequeños donde el peso de esta es insuficiente para
asentar los obturadores de compresión o peso.

17. Empacadura Mecánica de Tensión y Compresión:
Al igual que todos los anteriores son equipos recuperables, presenta la
versatilidad que se pueden asentar aplicándole esfuerzos de compresión,
tensión y rotación. Usado para producción, inyección, fracturas, zonas aisladas
y aplicaciones de cementación remedial. Posee capacidad de resistir altas
presiones diferenciales en caso de estimulaciones después de haber completado
el pozo.
De compresión Dobles
De Tensión y
Compresión

18. Empacaduras Hidráulicas:
Son equipos compuestos de iguales materiales que las empacaduras mecánicas, la
diferencia estriba en el mecanismo de anclaje de éstas que es mediante presión
hidráulica. El procedimiento de asentamiento es el siguiente:
Se baja con la tubería hasta la profundidad establecida.
Se coloca presión a través de la tubería la cual energiza unos pistones en la parte
interna del obturador.
Finalmente, el movimiento de estos pistones efectúan el anclaje de las cuñas así
como la expansión de los elementos sellantes contra el revestidor.
Existen dos tipos de empacaduras hidráulicas las selectivas y no selectivas.

19. Empacadura Hidráulica en Completacion sencilla:
Permite fijar la empacadura sin manipulación de la tubería.
Común en las aplicaciones costa afuera donde las líneas del
control de la válvula de seguridad previenen la rotación de
la tubería.
Permite la instalación en un solo viaje, ahorrando tiempo
de taladro.
Requiere dispositivo de tapón en la tubería para fijar la
empacadura.
Tapón en niples de asiento.
Asentamiento a través de bolas. “POP” .

20. Empacaduras Permanentes.
Estos equipos están diseñados para pozos de alta presión y temperatura, en
completaciones donde se prevean trabajos de fractura en el futuro, en
completaciones selectivas y principalmente en pozos exploratorios donde no
se conocen las características del yacimiento. Se pueden asentar mediante dos
mecanismos con guaya eléctrica y con tubería de trabajo. Forma parte del
revestidor ya que al estar anclada hay que fresarla para su remoción.
Empacadura permanente con Sello Hidráulico:
Gama completa de accesorios disponibles de completación.
Diseñada para altas presiones diferenciales sobre los 10.000 psi.
Diseñada para aplicaciones de una zona y multi-zonas.
Es fijada en un solo viaje no requiere rotación.
No es necesariamente bajada con guaya.
Temperatura de 120º a 350ºF.

21. Empacadura Permanente. Accesorios:
• Localizadores de la empacadura Permanente.
• Unidades espaciadoras.
• Seal Bore and Mill-Out Extensions
• Pata de mula.
• Unidades sellantes.

22. Empacadura Para Inyección de Vapor:
Existen yacimientos que se encuentran saturados de crudos pesados o de alta
viscosidad, esta características los hace difícil de extraerse con facilidad, por lo
que una forma de estimular estos tipos de yacimiento es inyectándoles vapor, con
la finalidad de disminuir la viscosidad del crudo y de esta manera se pueda sacar
con menor dificultad.
Factores que determinan el diseño de la completación de pozos:
La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de
completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la
completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la
forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores
que determinan dicha selección, tales como:
• 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.

23. Grado de Acero de las Tuberías:
Los grados de acero recomendados por el API, establecen la
composición química, propiedades físicas y mecánicas de la
tubería.
Cada grado tiene designado una letra y un número como por
ejemplo:
• K-55, N-80, J-55, C-95, C-75 y P-110.
La designación numérica refleja el esfuerzo cedente mínimo del
material. Este esfuerzo puede ser suficiente para soportar
fuerzas en la tubería causadas por cambios de presión y
temperatura a profundidad.
Cuando se requieran tuberías que deben soportar mayores
esfuerzos que una de grado J-55 se puede usar , N-80,C-75 o C-
95.
La tubería de grado C recibe tratamiento térmico para darle
mayor dureza.

25. Inspección de la Tubería. Visual:
Toda la tubería que se va a colocar dentro de un pozo debe ser revisada
visualmente antes de ser instalada. Algunos efectos que se pueden detectar
visualmente:
Defectos de fabricación (Roturas, abolladuras, soldaduras)
Defectos de la fabricación de sus roscas.
Daños que puedan ocurrir en el cuerpo de la tubería durante el transporte y
manejo de las mismas.
Inspección de la Tubería Prueba Hidrostática:
Una vez que la tubería se instala en el pozo se le hace este tipo de prueba.
Estas se realizan a presiones por el orden de 80% del esfuerzo cedente mínimo.
Sin embargo, una prueba hidrostática exitosa no representa una garantía
suficiente de que no existan defectos en la fabricación de las tuberías
sometidas a tales pruebas.

26. Inspección de la Tubería. Prueba electromagnética:
En este método se introduce en la tubería un cable conductor en forma de resorte para
medir la respuesta de la tubería al paso de corriente. Existen varios métodos para
realizar estas pruebas y cada uno de ellos se identifica mediante la empresa que lo
patrocina.
Generalmente, en cada uno de esos métodos se investigan:
• Defectos internos de la tubería.
• Corrosión.
Inspección de la Tubería. Prueba mediante partículas magnéticas:
En este método se introduce un campo magnético en la tubería. Esto permite que
partículas regadas en la parte externa de la tubería, se alineen para indicar
defectos longitudinales de ella.
Este método no es tan confiable como el electromagnético, ya que solo se limita
a la parte externa de la tubería.

27. Inspección de la Tubería. Criterios:
Generalmente los criterios de inspección son diferentes para cada empresa,
pueden ser los siguientes:
Para tuberías nuevas de grado J-55 solo se deben realizar inspecciones visuales
de manera muy cuidadosa, ya que generalmente no presentan defectos de
fabricación.
Para tuberías nuevas de grado C-75 y de mayor grado se debe usar una
inspección electromagnética. Aquellas tuberías que presenten defectos de 5 a
12,5% de su espesor de pared no deben usarse.
Acoplamientos de tubería de grado C-75 y mayores deben ser inspeccionadas con
el método de partículas magnéticas, y por el método visual.
Tubería de grado N-80 y mayores deben ser inspeccionadas con el método
electromagnético, si presentan defectos de corrosión.

28. Juntas de Expansión:
Es una herramienta que esta compuesta básicamente de dos componentes
principales que son el cuerpo o camisa y el mandril deslizante.
Junta de Erosión:
Son fabricados en longitud de 10, 20 y 30 pies. Estas son corridas con la tubería
de producción y ubicadas frente al intervalo perforado.
Ofrecen una protección adicional contra la erosión por el efecto de flujo de las
perforaciones de producción.

29. Mangas:
Son dispositivos compuestos por una manga interior, la cual debe abrirse o
cerrarse por métodos de guaya, para permitir la comunicación o separación de
los fluidos hacia la tubería. Estas permiten, traer pozos a producción, matar
pozos, lavar arenas y la producción de pozos de múltiples zonas.
Manga de Circulación:
Son dispositivos que se colocan sobre la primera empacadura. Se inyecta a
través del anular un fluido liviano que permita desplazar el fluido de
completación y aligerar la columna de fluido existente en el pozo para crear un
diferencial suficiente en el fondo del pozo y traerlo a producción. Se coloca en
la tubería de menor diámetro y en caso de no tener mandriles de gas lift se
pueden usar para la inyección de gas.

30. Manga de producción:
Se colocan unos pies por debajo o por encima del horizonte productor pero
nunca frente, con el propósito de evitar que los fluidos lleguen directamente a
la manga de producción ocasionando flujo turbulento en la cara de la manga y
como consecuencia una posible obstrucción al paso de fluidos.
Mandriles de LAG:
Estos forman parte de la tubería de producción y en ellos se instalan
las válvulas que servirán para realizar el levantamiento artificial por
gas a las profundidades requeridas admitiendo el gas en la tubería

31. Niples de Asiento:
Es un dispositivo tubular conectado a la tubería de producción que se coloca a
una determinada profundidad. Internamente son diseñadas para controlar la
producción en la tubería. Básicamente existen dos tipos de niples de asiento:
• Selectivos.
• No selectivos.
Niple de Asiento Selectivo:
Su principio de funcionamiento está basado en el conjunto de cerraduras que
hacen juego con las llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser
colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que
tengan la misma dimensión interna. Se utiliza para:
• Taponar el pozo hacia arriba, hacia abajo o en ambas direcciones.
• Probar la tubería de producción.
• Colocar válvula de seguridad, reguladores de fondo, herramientas de
medición.
• Servir como punto de referencia.

32. Niple de Asiento No Selectivo:
Este tipo de Niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de
funcionamiento es tener una disminución de diámetro llamado no pasa
(NOGO), para localizar los dispositivos de cierres; por lo tanto, el diámetro
exterior del dispositivo deberá ser ligeramente mayor que el diámetro
interno más pequeño. En el mercado, existen múltiples marcas disponibles,
entre ellas las OTIS, con sus modelos XN y RN.
On Off Tool:
Es una herramienta que permite el acople y desacople de
Ia tubería de producción sin comprometer Ia característica
de Ia sarta de completación, esto permite desconectar a la
tubería sin desasentar Ia empacadura.
Ventajas
• Acople rápido de J triple.
• Permite el uso de tapones tipos X.
• Desconecta Ia tubería sin desasentar Ia empacadura.

33. P.O.P.(Tapón Expulsable por Bombeo):
Es utilizado en las completaciones donde se utilizan empacaduras de asentamiento
hidráulico, así como también con las empacaduras mecánicas donde sea necesario
probar Ia sarta de completación.
Ventajas
Para taponear provisionalmente las sartas de completación o tubería.
Permitiendo probar Ia misma y/o asentamiento de la(s) empacaduras hidráulicas.
Medidas
2—3/8” 2—7/8”, 3—1/2”, 4—1/2”, según requerimientos del cliente.
Producción. Equipos Adicionales:
Son aquellos que se bajan con guaya y se instalan a la tubería de producción; los
cuales permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento subsuperficial, sin tener
que parar el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan
facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo

34. Producción. Equipos Adicionales:
Los trabajos con equipos de producción se realizan con guaya fina, Ia cual permite lo
siguiente:
Taponar Ia tubería de producción para:
• Reparar o reemplazar el cabezal de producción.
• Probar fugas en la tubería de producción.
• Hacer producción selectiva, a través de una camisa deslizante.
• Permitir la bajada de un cañón en un pozo de alta presión.
Circular el pozo sobre Ia empacadura para:
Matar el pozo, desplazando el fluido contenido en la tubería de producción por otro
de mayor densidad.
Colocar válvulas de seguridad subsuperficiales.
Colocar equipos especiales, tales como:
Estranguladores de fondo.
Reguladores de fondo.
Válvulas de levantamiento artificial por gas.

35. Tapón Recuperable del Eductor:
Son empleados para taponar la tubería de producción y tener posibilidad de realizar así
trabajos de mantenimiento y reparación subsuperficial. Existen tres tipos básicos de
tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en tubería de producción o
eductor y recibir así presión por encima, por debajo o en ambas direcciones, bajo
condiciones de operación.
Los tapones ‘X”, “XN”, “H’ están diseñados para bloquear una presión superior e
inferior, el cual es colocado con un equipo de Wire Line. Cada perfil de tapones están
diseñados para ser asentados en niples que tengan el mismo perfil que tenga el tapón.

36. Válvula de Seguridad de Control Superficial:
Son llamadas también válvulas de tipo hidráulicas y cumplen su función de
cortar el flujo una vez recibida una señal automática o manual desde
superficie. El método de control puede diferir, pero el principio consiste en
aplicarle presión desde una fuente ubicada en la superficie, para mantener la
válvula abierta; debe mantenerse una presión de 4000 psi a través de la línea
de control para que esté completamente abierta.
Válvula de Seguridad de Control Subsuperficial:
Son aquellas que cumplen su función de cierre del flujo cuando existe una variación
en las condiciones de fondo, sin que se requiera de ninguna fuente emisora de
señal en la superficie. Existen dos tipos de estas válvulas:
• Válvula de seguridad operada por presión.
• Válvula de seguridad diferencial.

37. ANEXOS:
CABEZAL DEL POZO

38. ARBOL DE NAVIDAD