TerminaciAn-de-pozos-petroleros

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD TICOMÁN 
“CIENCIAS DE LA TIERRA” 
 
 
SEMINARIO DE ACTUALIZACIÓN CON OPCIÓN A TITULACIÓN DE 
“PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS” 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
T E S I S 
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE 
INGENIERO PETROLERO 
 
 P R E S E N T A 
 
DE LA FUENTE TOVAR PRISCILLA 
 
 
 DIRECTORES 
 
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ 
 
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE 
 
 
 
CIUDAD DE MÉXICO 
 
FEBRERO 
 
2019 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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AGRADECIMIENTOS 
 
A mi padre, Pedro E. De La Fuente, por forjarme con amor y cariño incondicional 
que toda la vida me ha brindado, por apoyarme en cada aspecto a lo largo del 
camino, por todos los consejos y la sabiduría que me regaló, por no dejarme caer y 
siempre impulsarme a seguir ante cualquier adversidad. Siempre apostaste y diste 
todo por mí y por fin lo logramos. ¡Papá te amo! 
 
A mi madre, Rosario Tovar, por conducirme por un camino de rectitud, por esas 
veces que me regañaba sólo para que pudiera superarme siempre, por hacerme de 
un carácter fuerte que me ha servido para enfrentar los problemas que se presentan 
y por cuidar de mi cuando lo necesité. ¡Mamá te amo! 
 
A mi hermano, Pedro E. De La Fuente, por molestarme siempre que había 
oportunidad para enseñarme que puedo ser una persona realmente tolerante, por 
secar algunas de mis lágrimas cuando lo necesité y por hacerme reír en momentos 
de amargura. ¡Efrén te quiero! 
 
A mis tíos, Seferino Tovar, Esveydi Jiménez y Gabriela Tovar y a mis primos 
Gael Jiménez y Rafael Tovar, por refugiarme en momentos difíciles, por siempre 
darme aliento para no renunciar a mis objetivos, por quererme como si fuera su hija, 
sin ustedes esta sería otra historia, se los agradezco de corazón. 
 
A mis abuelos, Zeferino Tovar, Emiliano De La Fuente, Melva Pérez y Victoria 
Hernández, por enseñarme lo dulce de la vida, por inculcarme humildad y sencillez 
y por enseñarme que también hay que aprender a ser agradecido. 
 
A mi novio, Jorge Cruz, por creer en mí, por hacerme perseverante para cumplir 
con mis objetivos, porque sin esperar nada a cambio me apoyó, por escucharme y 
ayudarme a salir adelante. 
 
A mis amigos, por compartir sus conocimientos, tristezas, triunfos y alegrías, y por 
regalarme un poco de ellos. 
 
A mis profesores, por darme los cimientos y esforzarse en crear una persona 
profesional a base de conocimiento y buenos valores. 
 
Al Instituto Politécnico Nacional, por abrirme las puertas y darme las alas para 
comenzar a volar, por formarme como profesionista y por darme las bases para 
crecer. Soy Politécnica porque me dignifico y siento el deber de dignificar a mi 
institución. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
5
 
ÍNDICE 
RESUMEN .............................................................................................................. 9 
ABSTRACT ........................................................................................................... 10 
OBJETIVO ............................................................................................................ 11 
INTRODUCCIÓN ................................................................................................... 12 
GENERALIDADES ............................................................................................ 12 
ANTECEDENTES .............................................................................................. 15 
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS POZOS PETROLEROS ................... 17 
1.1 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO ............................ 17 
1.1.1 POZO EXPLORATORIO ................................................................... 17 
1.1.2 POZO DELIMITADOR ....................................................................... 17 
1.1.3 POZO PRODUCTOR ........................................................................ 17 
1.1.4 POZO DE DESARROLLO ................................................................ 18 
1.1.5 POZO NO PRODUCTOR (SECO) ..................................................... 18 
1.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN ............................. 18 
1.2.1 POZOS TERRESTRES ..................................................................... 18 
1.2.2 POZOS LACUSTRES ....................................................................... 18 
1.2.3 POZOS MARINOS SOMEROS ......................................................... 18 
1.2.4 POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS ................................. 18 
1.2.5 POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS ..................... 18 
1.3 CLASIFICACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A SU TRAYECTORIA .... 19 
1.3.1 POZOS VERTICALES ...................................................................... 19 
1.3.2 POZOS DIRECCIONALES................................................................ 19 
1.3.3 POZOS MULTILATERALES ............................................................. 21 
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN .................................... 21 
1.4.1 POZOS INYECTORES .......................................................................... 21 
CAPÍTULO 2. PRINCIPIOS DE LA TERMINACIÓN DE POZOS ......................... 23 
2.1 REQUERIMIENTOS DE UNA TERMINACIÓN ........................................... 23 
2.2 CICLO OPERATIVO DE UNA TERMINACIÓN ........................................... 23 
2.2.1 LAVADO DE POZO .............................................................................. 25 
2.2.2 FLUIDO DE TERMINACIÓN ................................................................. 25 
2.2.3 FLUIDO EMPACADOR ......................................................................... 26 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
6
 
2.2.4 EMPACADOR DE PRODUCCIÓN ....................................................... 27 
2.2.5 DISEÑO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN ....................................... 28 
2.2.6 MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS ........................................................... 28 
2.2.7 DISPAROS ............................................................................................ 29 
2.2.8 ESTIMULACIÓN ................................................................................... 30 
2.2.9 INDUCCIONES ..................................................................................... 31 
CAPÍTULO 3. TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS ......................................... 33 
3.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO ........................................ 33 
3.1.1 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍA FRANCA ........................ 33 
3.1.2 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN, 
ACCESORIOS Y EMPACADORES............................................................... 34 
3.1.3 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA NO CEMENTADA ....... 34 
3.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO .............................................. 35 
3.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP 
FRANCA ........................................................................................................ 35 
3.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP, 
EMPACADOR Y ACCESORIOS ................................................................... 35 
3.2.3 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS EMPACADORES Y 
TR CEMENTADA .......................................................................................... 36 
3.2.4 TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES ....... 36 
3.2.5 TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TP, UN EMPACADOR 
DOBLE MÁS UN EMPACADOR SENCILLO Y ACCESORIOS .................... 37 
3.3 TERMINACIÓN SIN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN ....................................37 
3.4 TERMINACIONES INTELIGENTES ............................................................ 38 
CAPÍTULO 4. ESTIMULACIONES ....................................................................... 39 
4.1 DAÑO A LA FORMACIÓN .......................................................................... 39 
4.2 CÁLCULO DEL DAÑO ................................................................................ 39 
4.2.1 Análisis Cuantitativo del Daño de Formación .................................. 40 
4.2.2 Pseudodaño ......................................................................................... 41 
4.2.3 Pseudodaños y Configuración del Pozo ........................................... 42 
4.2.4 Pseudodaños y Condiciones de Producción .................................... 42 
4.3 CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN ..................................... 43 
4.3.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN GRUBB-MARTIN ....................................... 43 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
7
 
4.3.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN ROBBERTS- ALLEN ................................. 43 
4.4 TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN ................................................................ 44 
4.4.1 ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA) ................................................. 45 
4.4.2 ESTIMULACIÓN NO REACTIVA ......................................................... 46 
4.4.3 ESTIMULACIÓN DE LIMPIA ................................................................ 46 
4.4.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL .............................................................. 46 
4.4.5 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO ........................................ 47 
CAPÍTULO 5 FLUIDOS DE TERMINACIÓN ........................................................ 48 
5.1 BACHES ...................................................................................................... 48 
5.1.1 BACHE LAVADOR ............................................................................... 48 
5.1.2 BACHE VISCOSO ................................................................................ 49 
5.1.3 BACHE ESPACIADOR ......................................................................... 51 
5.2 FLUIDOS EMPACADORES ........................................................................ 51 
5.3 FLUIDOS EMPACADORES BASE ACEITE ............................................... 52 
5.3.1 EMULSIÓN DIÉSEL SALMUERA ........................................................ 53 
5.3.2 DIÉSEL GELIFICADO .......................................................................... 54 
5.4 FLUIDOS EMPACADORES BASE AGUA.................................................. 54 
5.4.1 AGUA DULCE O AGUA DE MAR ........................................................ 55 
5.4.2 FLUIDOS DE PERFORACIÓN ............................................................. 55 
5.4.3 SALMUERAS CLARAS ........................................................................ 56 
5.4.4 SALMUERAS CON BIOPOLÍMEROS .................................................. 56 
CAPÍTULO 6. DISEÑO DE DISPAROS ................................................................ 58 
6.1 PISTOLAS HIDRÁULICAS ......................................................................... 58 
6.2 CORTADORES MECÁNICOS ..................................................................... 58 
6.3 TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS ...................................................... 58 
6.4 LIMPIEZA DE LOS DISPAROS TAPONADOS .......................................... 59 
6.5 CONTROL DEL POZO ................................................................................ 60 
6.6 PENETRACIÓN CONTRA TAMAÑO DEL AGUJERO ............................... 60 
6.7 PLANEACIÓN DEL SISTEMA DE DISPARO ............................................. 60 
6.8 DESEMPEÑO DE LAS CARGAS ............................................................... 61 
6.9 INFLUENCIA DE LOS FACTORES GEOMÉTRICOS SOBRE LA 
RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD ................................................................... 63 
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6.10 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ........................................................ 65 
6.11 SELECCIÓN ÓPTIMA DE LOS DISPAROS CON EL USO DEL 
SOFTWARE TÉCNICO W.E.M. ........................................................................ 66 
CAPÍTULO 7. ANÁLISIS DE REGISTROS .......................................................... 69 
7.1 REGISTROS EN AGUJERO DESCUBIERTO ............................................ 69 
7.1.1 SISTEMA DE RAYOS GAMA (GR) ...................................................... 69 
7.1.2 SISTEMA INDUCTIVO DE IMÁGENES (AIT) ....................................... 70 
7.1.3 SISTEMA DE NEUTRÓN COMPENSADO (CNL) ................................ 70 
7.1.4 SISTEMA DE LITODENSIDAD (LDT) .................................................. 71 
7.1.5 SISTEMA SÓNICO (BHC) .................................................................... 72 
7.2 REGISTROS EN AGUJERO ENTUBADO .................................................. 76 
7.2.1 REGISTRO DE ESPECTROMETRÍA DE RAYOS GAMA NATURALES 
(NGT) ............................................................................................................. 76 
7.2.2 REGISTRO DE NEUTRONES PULSADOS (RST) ............................... 77 
7.3 REGISTRO DE ADHERENCIA DEL CEMENTO (CBL - VDL) ................... 79 
CONCLUSIONES .................................................................................................. 81 
RECOMENDACIONES ......................................................................................... 82 
ANEXOS ............................................................................................................... 83 
ÍNDICE DE FIGURAS ........................................................................................ 83 
ÍNDICE DE TABLAS ......................................................................................... 84 
BIBLIOGRAFÍA ................................................................................................. 85 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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RESUMEN 
 
 
Actualmente la Industria Petrolera en México enfrenta grandes retos, que 
involucran la explotación de yacimientos, lo que involucra altos riesgos 
durante su desarrollo desde el punto de vista técnico y económico. 
 
La experiencia de los ingenieros mexicanos en el desarrollo de nuevas 
tecnologías aplicadas a campos petroleros es escasa, lo que implica un 
aprendizaje de los diversos sistemas y operaciones que son implementadas 
en diversos países especialistas en este tipo de ambientes. Debido al riesgo 
económico existente en este tipo de proyectos se busca constantemente 
ahorrar en costos de intervención a pozo, por lo que se han empleado 
exitosamente las terminaciones inteligentes en diversos países, las cuales 
permiten tener una mejor administración del yacimiento, permitiendo la 
reducción de la incertidumbre mediante un monitoreo continuo y control de 
flujo. 
 
El presente trabajo de investigación se realizó con el fin de dar un panorama 
general, sobre la tecnología de terminaciones inteligentes y los dispositivos 
que se encuentran actualmente en el ámbito de la Industria Petrolera 
Internacional. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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ABSTRACT 
 
 
Currently in Mexico's oil industry faces huge challenges, involving the 
exploitation of fields, which involves high risk for the development of these 
deposits, from the technically and economically. The experience of Mexicans 
engineers in new technologies applied in field development is scarce, which 
involves learning the various equipment and facilities that are implemented 
in various countries skilled at such facilities and operations. Due to the 
existing economic risk, are constantly looking to save on costs well 
interventions, so that has been used successfully intelligentcompletions, 
which allow a better reservoir management allowing reducing uncertainty 
through continuous monitoring and flow control. 
 
The present research was conducted to provide an overview of intelligent 
completions technology and devices that are present in the international 
petroleum industry. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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OBJETIVO 
 
La presente investigación proporciona un panorama general sobre los 
tipos de terminaciones, herramientas, fluidos y sistemas que 
actualmente se desarrollan en la industria petrolera, así como, una breve 
descripción de alternativas para realizar una buena terminación de 
pozos para que posteriormente se pueda llevar a cabo su explotación a 
el fin de optimizar la producción. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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2
 
INTRODUCCIÓN 
 
 
GENERALIDADES 
 
En el mundo las políticas públicas han cambiado su línea de acción en materia 
ambiental, todo a causa del calentamiento global; dando pauta a que diversos 
países tomen cartas en el asunto. La promoción existente sobre desarrollo 
sustentable y las políticas de cambio climático, se convirtieron en el factor 
principal de la planeación y análisis energético de diversos países. En nuestro 
caso particular, la combustión de energéticos con origen fósil, es el principal 
responsable de las emisiones globales de gases con efecto invernadero; no 
obstante, el consumo mundial de energía de combustibles fósiles 
corresponde al 87% del mercado, en tanto la energía renovable sigue ganando 
terreno, hoy en día únicamente representa el 2% de la energía de consumo a 
nivel mundial, por lo que sería erróneo prescindir del petróleo a corto plazo, 
debido a que generaría cambios en el aspecto económico y social. 
Figura 1.Consumo Mundial de Energéticos. (MMtpce) 
La participación de los tipos de energía primaria se pondera de la siguiente 
manera, ocupando el primer lugar se ubica el petróleo con el 34.8%, en 
segundo lugar el carbón con el 29.4% que en los últimos años ha mostrado 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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3
 
un incremento significativo (Figura 1). Posteriormente el gas con 
participación del 23.7%, la hidroelectricidad con el 5.6 %, la energía nuclear 
con el 4.5 % y finalmente las energías renovables con un 2% de participación. 
De acuerdo con los pronósticos de la demanda de petróleo a nivel mundial, 
para el año 2015 serán necesarios 91.8 Millones de Barriles diarios, esto 
debido a la expansión de las economías emergentes de China, India, Brasil y 
Rusia. En cuanto a la distribución de la demanda de petróleo crudo existente 
se estima que el 48 % del consumo lo absorbe el sector del Transporte, 26% 
la Industria, 13% Comercio, 7% Generación eléctrica y 6% para los bunkers 
marinos. 
 
Tabla 1. Demanda de Petróleo por Región (Millones de Barriles Diarios) 
Por otra parte la tendencia de los precios del petróleo crudo se perfila a la 
alza en los próximos años, sin embargo, en 2011 los precios se vieron 
afectados por la incertidumbre existente en el mundo y la inestabilidad 
económica que esto representa, esto derivado por los conflictos existentes 
en Libia y el incremento de la demanda en mercados emergentes, 
principalmente asiáticos. 
 
En la actualidad la industria Petrolera en México enfrenta grandes desafíos 
dentro de los que se encuentra, la administración adecuada de la declinación 
de los yacimientos productores, que sigue acrecentándose día a día, y por 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
1
4
 
otra parte el remplazo de las reservas producidas. Hasta el 1 de enero del 
2012, las reservas probadas publicadas por Pemex Exploración y 
Producción (PEP) ascendieron a 13 mil 868 millones de barriles de petróleo 
crudo equivalente (mmbpce), así también las reservas probables equivalen a 
12 mil 353 (mmbpce) y las reservas posibles 17 mil 674 millones de barriles 
de petróleo crudo equivalente; estas últimas conformadas por un 70% de 
crudo, 20% de gas seco y el 10% de condensados. 
Figura 2. Reservas Remanentes Totales de Hidrocarburos en México (MMbpce). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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ANTECEDENTES 
Debido a las necesidades existentes de reducción de tiempos durante la 
perforación, mantenimiento, así como intervenciones a pozos, en Agosto de 
1997 se implementó por primera vez en la plataforma Saga´s Snorre, en el 
Mar del Norte, un pozo que contaba con una terminación inteligente, dicho 
pozo contaba con la capacidad de regular el flujo en el fondo mediante 
válvulas de control y adquisición de datos de forma continua, con 
dispositivos de monitoreo de presión-temperatura en tiempo real. 
Anteriormente en los años 80´s el monitoreo de las condiciones del pozo 
estaba limitado únicamente en superficie, en el árbol de producción, el 
estrangulador, las válvulas de seguridad y las válvulas hidráulicas del árbol 
de producción, hoy en día se cuenta con pozos inteligentes que “son 
sistemas que permiten que el operador controle de forma remota la 
producción o inyección en el fondo, sin la necesidad de intervenirlo 
físicamente, logrando con ello la optimización de la producción”. 
El diseño de las válvulas de control de flujo en las terminaciones inteligentes 
en un principio estaba basado en válvulas de camisas deslizables operadas 
con cable o tubería flexible, las cuales utilizan mandriles con perfiles internos 
ajustados a la tubería de producción o a la herramienta de servicio. 
Inicialmente los sistemas de terminaciones inteligentes no fueron 
ampliamente aceptados debido a que incrementaban los costos, fueron 
percibidos como dispositivos con baja posibilidad de éxito y alto riesgo 
económico, al mismo tiempo que no cumplían con los criterios de selección 
de proyectos y por ende eran desechados. Para contrarrestar esta desventaja 
se lanzó al mercado sistemas hidráulicos de menor costo para proveer la 
funcionalidad de los primeros sistemas de gama alta. Con el nuevo sistema 
de bajo presupuesto permitía integrar una mayor variedad de sensores con 
dispositivos hidráulicos de control, con el fin de integrar una terminación 
inteligente de menor costo y amplia funcionalidad. 
 
Recientemente los sensores de fondo de presión-temperatura de las 
terminaciones inteligentes se integran de cierta forma para la transmisión de 
datos vía intranet o internet, esto permite incrementar la velocidad de 
transferencia y manejo de datos. En cuanto al desarrollo de sensores existen 
medidores de flujo que funcionan mediante el principio del tubo de venturi. 
La combinación de estos dispositivos de fondo son conectados mediante 
sistemas de fibra óptica para realizar la medición de perfiles de temperatura, 
presiones multi-punto y señales acústicas. 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
 
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En la actualidad, las terminaciones inteligentes han demostrado su 
superioridad y ventajas sobresalientes en comparativa con las terminaciones 
tradicionales. Con lo anterior se entiende que, esta tecnología está siendo 
ampliamente aceptada en la industria, por sus principales ventajas como 
son: El monitoreo y supervisión continua, reducción de costos, incrementos 
en la recuperación total, entre otros. 
Otro aspecto importante es la reducción de costos en intervención a pozo que 
en ocasiones se requiere de un programa de mantenimiento a lo largo de la 
vida productiva del pozo. En México, las terminaciones inteligentes fueron 
implementadas en el campo Akal, del complejo Cantarell, estas fueron 
orientadas para optimizar el Auto bombeo Neumático cuyo funcionamiento 
consiste en tomar gas del propio casquete e inyectarlo a la Tubería de 
Producción lo que permite la creación de aceite en superficie.TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
17 | P á g i n a 
 
CAPÍTULO 1. GENERALIDADES DE LOS 
POZOS PETROLEROS 
 
 
Acorde al lugar en el que se sitúa el equipo petrolero puede ser clasificado 
en equipo superficial que son los conocidos pozos terrestres y equipo 
marino el cual se divide en pozos marinos someros, pozos en aguas 
profundas y pozos en aguas ultraprofundas. Por otra parte existen diferentes 
clasificaciones para los pozos petroleros dependiendo el enfoque que se 
requiera, por lo que a continuación se hace una breve descripción de algunas 
de ellas. 
1.1 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO 
1.1.1 POZO EXPLORATORIO 
Este pozo se perfora con el fin de realizar una investigación en una zona a la 
cual previamente se hicieron estudios de sismología y que supuestamente 
tiene hidrocarburos, dicho de otra manera, se perfora en zonas en las cuales 
no se ha encontrado petróleo o gas. Este tipo de pozos se perforan en un 
campo nuevo o en una nueva formación productora dentro de un campo 
existente o en campos marginales. Es claro que estos pozos son los que 
presentan un mayor grado de incertidumbre a la hora de perforarse debido a 
que no cuentan con datos de correlación de pozos vecinos. 
1.1.2 POZO DELIMITADOR 
Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada 
existen dos opciones que resulte ser productor o caso contrario que no 
resulte ser productor; en caso de que el pozo resulte ser productor, se 
perforan los pozos delimitadores con el objetivo de establecer los límites del 
yacimiento. Sin embargo, también se perforan pozos delimitadores con el 
objeto de extender el área probada del yacimiento, si durante el desarrollo de 
la explotación del mismo se dispone de información que indique que este 
puede extenderse más allá de los límites originalmente supuestos; entonces 
se perforan pozos fuera del área probada; estos tienen un mayor margen de 
riesgo que los pozos de desarrollo, dada su localización. 
1.1.3 POZO PRODUCTOR 
Son pozos que permiten extraer fluidos desde una zona productora hasta la 
superficie y aunado a esto, su extracción es económicamente viable. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
18 | P á g i n a 
 
1.1.4 POZO DE DESARROLLO 
Son los pozos perforados que tienen como finalidad explotar el mayor 
porcentaje de reservas de un yacimiento. El objetivo principal del pozo de 
desarrollo es aumentar la producción del campo, por lo cual su incertidumbre 
de producción es considerada baja, razón por la cual se perforan entre los 
pozos delimitadores y el pozo exploratorio si es que este fue productor. 
1.1.5 POZO NO PRODUCTOR (SECO) 
Son pozos que se perforan pero el resultado de estos al intentar hacerlos 
producir no es favorable puesto que no se obtienen hidrocarburos por 
distintas circunstancias, algunas de estas son: el cambio en el precio del 
barril, mantenimiento excesivamente alto, problemas graves de bonificación 
u otro tipo de eventos que hacen que no sea rentable. 
1.2 CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN 
1.2.1 POZOS TERRESTRES 
Son los pozos que se encuentran en tierra y por no tener problema de espacio 
en el área de trabajo y alrededores el equipo es diferente a los marinos 
haciendo que estos sean los más económicos. 
1.2.2 POZOS LACUSTRES 
Son los pozos que se encuentran en lagos, lagunas o en algún cuerpo de 
agua dulce sobre la masa continental. 
1.2.3 POZOS MARINOS SOMEROS 
De acuerdo a la secretaria de energía (SENER) se considera que un pozo es 
marino somero cuando se encuentra en el mar con un tirante de agua hasta 
los 500 metros de profundidad. 
1.2.4 POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS 
Son los pozos que se encuentran en zonas marinas con un tirante de agua 
que varía de 500 hasta 1500 metros. 
1.2.5 POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRAPROFUNDAS 
Son los pozos que están en zonas marinas con tirantes de agua de más de 
1500 metros. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
19 | P á g i n a 
 
 
Figura 3. Clasificación de pozos de acuerdo a su ubicación. 
1.3 CLASIFICACIÓN DE POZOS DE ACUERDO A SU 
TRAYECTORIA 
1.3.1 POZOS VERTICALES 
Si bien es cierto que no existen pozos que sean totalmente verticales debido 
a los movimientos de la sarta al perforar, se consideran pozos verticales a 
los pozos que su grado de desviación es despreciable y por lo general estos 
son los exploratorios. 
1.3.2 POZOS DIRECCIONALES 
Son los pozos diseñados intencionalmente con un grado significativo de 
desviación con respecto a la vertical. Este grado de desviación del pozo se 
logra utilizando técnicas para el cálculo de desviación, motores de fondo y 
algunas otras herramientas. El objetivo de desviar un pozo es desarrollar una 
estrategia óptima de explotar un mayor volumen desde una sola ubicación 
en superficie sin necesidad de mover el equipo a otra zona, optimizando en 
costos y tiempo. A su vez existen 3 tipos de pozos direccionales: 
 Tipo “J” / Tipo I, Incrementar y mantener. 
 Tipo “S” / Tipo II, Incrementar, mantener y decrementar. 
 Horizontal Tipo III, Incremento continuo. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
20 | P á g i n a 
 
Los pozos tipo “J” empiezan con una vertical para después desviarse hasta 
un ángulo determinado y mantener una dirección específica hasta alcanzar 
el objetivo. 
Los pozos tipo “S” inician con una sección vertical, después se desvían en 
un ángulo determinado, para posteriormente regresar al pozo vertical y 
alcanzar el objetivo de esta forma. 
Un pozo horizontal es un pozo cuya inclinación incrementa más de 80° y 
penetra el yacimiento con una sección completamente horizontal (90°). 
 
Figura 4. Tipos de Pozos Direccionales. 
Tabla 2. Causas que originan la perforación de un pozo direccional. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
21 | P á g i n a 
 
1.3.3 POZOS MULTILATERALES 
Los pozos multilaterales son aquellos que tienen dos o más laterales 
perforados a partir de un pozo común o principal, estos laterales pueden ser 
horizontales o direccionales. Los pozos ramificados son aquellos que se 
derivan de un pozo horizontal para explotar un mismo yacimiento contenido 
en un mismo plano horizontal, a estos se les conoce como pozos de entradas 
múltiples o de reentradas. 
 
Figura 5. Pozo Multilateral. 
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN 
Existen diferentes razones por las cuales es perforado un pozo en un campo 
petrolero por lo que se hace otro tipo de clasificación acorde a la función 
para la cual se requiere su diseño. En esta clasificación los pozos pueden ser 
productores, alivio, inyectores y pozos letrinas principalmente. 
1.4.1 POZOS INYECTORES 
Es un pozo que se perforó con el propósito de inyectar fluidos al yacimiento 
para poder mantener la presión en el yacimiento y así lograr que la 
producción del pozo dure un periodo mayor de tiempo o que se obtenga un 
mayor volumen de hidrocarburo. 
En este tipo de pozos existen dos tipos de inyecciones: 
 Pozos de Inyección de Gas: El gas que proviene de los separadores de 
la producción del mismo campo o posiblemente el gas importado puede 
ser reinyectado en la sección superior de gas del yacimiento. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
22 | P á g i n a 
 
 Pozos de Inyección de Agua.- Son más comunes en las áreas marinas, 
donde el agua de mar es filtrada y tratada para posteriormente 
inyectarse en una sección acuífera inferior del yacimiento. 
 
Figura 6. Pozo Inyector. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
23 | P á g i n a 
 
CAPÍTULO 2. PRINCIPIOS DE LA 
TERMINACIÓN DE POZOS 
 
2.1 REQUERIMIENTOS DE UNA TERMINACIÓN 
La información requerida para el diseño de una terminación puede ser diversa 
y siempre debe estar disponible, por lo que el ingeniero debe utilizar su 
criterio para determinar el tipo óptimo de terminación diseñar el tipo de 
terminación más adecuado. 
 
El adecuado diseño de la terminación de pozodebe considerar la obtención 
de la información registrada durante la perforación de manera directa o 
indirecta, la cual se evaluará para determinar las zonas de interés y mediante 
un análisis nodal se diseñarán los diámetros de la tubería de producción y el 
diámetro de los estranguladores con la finalidad de optimizar la producción. 
 
Figura 7. Información Requerida. 
2.2 CICLO OPERATIVO DE UNA TERMINACIÓN 
El proceso de la terminación de un pozo inicia después de la cementación de 
la última tubería de revestimiento. Operativamente la terminación de pozos se 
ejemplifica en la siguiente figura, que muestra el ciclo de operaciones 
requeridas para una exitosa terminación de pozos, a continuación se 
mencionaran los aspectos técnicos que deben ser considerados durante cada 
proceso. 
 
 
Columna Geológica
•Núcleos
•Muestras de Canal
•Pruebas de 
Formación
Características
Petrofísicas
•Porosidad
•Mineralogía
•Permeabilidad
•Presiones Capilares
•Edad Geológica
Características de 
Fluidos
•Densidad
•Viscosidad
•Presión
•Temperatura
•Saturación
•Composición
Características
Particulares de Pozo
•Intervalos
Delesnables
•Intervalos Gasíferos
•Lutitas Hinchables
•Pérdidas de Fluido
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
24 | P á g i n a 
 
 
Figura 8. Ciclo Operativo. 
Lavado de Pozo
Fluido de Terminación
Fluido Empacador
Empacador de Producción
Aparejo de Producción
Medio Árbol de Válvulas
Disparo
Estimulación
Inducciones
Aislamiento de Intervalos
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
25 | P á g i n a 
 
2.2.1 LAVADO DE POZO 
El proceso de lavado de pozo tiene como objetivo desplazar el lodo y remover 
los sólidos adheridos a las paredes de la tubería con efecto de eliminar las 
partículas de barita, recortes y cemento, todo esto con la finalidad de obtener 
un fluido dentro de la tubería libre de contaminantes y con ello evitar el daño 
a la formación durante los disparos. Esto se realiza inyectando baches 
lavadores viscosos, el diseño considera los siguientes fluidos: 
 
1) Fluido espaciador (agua o diesel) 
2) Fluido lavador 
3) Fluido viscoso 
4) Fluido de terminación 
 
Se recomienda que el bache espaciador tenga una distancia suficiente para 
mantener los fluidos alejados uno del otro, la regla establece un volumen 
equivalente a 500 metros lineales en el espacio anular de mayor amplitud. El 
desplazamiento más eficiente ocurre cuando el flujo alcanza el régimen 
turbulento, debido a que la energía del flujo remueve fácilmente los sólidos 
adheridos en las paredes del pozo. Para ello es sabido que se tiene que 
alcanzar un régimen turbulento, en este tipo de fluido, se requieren alcanzar 
valores del número de Reynolds mayores a 2100 es decir un número de 
Reynolds crítico. 
 
El aspecto a considerar durante la operación de lavado de pozo es alcanzar la 
velocidad de desplazamiento requerida para transportar los sólidos 
remanentes y colocar un fluido libre de impurezas, con efecto de evitar el daño 
a la formación y posibles atascamientos de las herramientas durante las 
operaciones de terminación. 
 
2.2.2 FLUIDO DE TERMINACIÓN 
 
El aspecto primordial para la selección del fluido de terminación consiste en 
determinar la compatibilidad con la formación y con los fluidos existentes en 
el fondo del pozo, considerando la presión-temperatura existente en el fondo 
del pozo, para la seleccionar la densidad requerida. 
 
Por lo general la implementación de fluidos limpios evita el daño a la 
formación productora en comparación al utilizar fluidos con sólidos. Existe 
una gran variedad de fluidos libres de sólidos de acuerdo a su formulación 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
26 | P á g i n a 
 
proporcionan la densidad requerida, a continuación se ilustra los fluidos con 
sus respectivas densidades. 
 
 
Figura 9. Densidades de los Fluidos de Terminación. 
Los fluidos limpios tienen gran aplicación durante la terminación y reparación 
de pozos productores de gas y aceite, estos a su vez son implementados 
como: 
 
1) Fluidos para control de presiones anormales 
2) Fluidos de empaque 
3) Fluidos de perforación 
4) Fluidos de terminación 
2.2.3 FLUIDO EMPACADOR 
El fluido empacador es el fluido que se aloja en el espacio anular entre la 
tubería de producción y la tubería de revestimiento, desde el empacador hasta 
el árbol de producción. Dentro de las funciones del fluido empacador se 
encuentran las siguientes: 
 
1) Ejercer una columna hidrostática para control del pozo 
2) Reducción de la presión diferencial entre la TP y TR 
3) Reducir el efecto de corrosión 
4) No dañar el elastómero del empacador 
5) Aislante térmico 
• Agua 
Dulce 
Filtrada
1.0 gr/cc
• Cloruro 
de 
Potasio
1.16 gr/cc
• Cloruro 
de Sodio
1.19 gr/cc
• Cloruro 
de Calcio
1.39 gr/cc
• Bromuro 
de Sodio
1.52 gr/cc
• Bromuro 
de Calcio
1.70 gr/cc
• Bromuro 
de Zinc
2.50 gr/cc
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
27 | P á g i n a 
 
Es primordial que el fluido empacador contenga aditivos anticorrosivos que 
contengan la mínima cantidad de sólidos para una futura recuperación del 
aparejo de producción, así también debe tener la densidad requerida para 
eliminar los riesgos de colapso o ruptura de la tubería y ejercer la 
contrapresión sobre el intervalo productor. 
 
2.2.4 EMPACADOR DE PRODUCCIÓN 
La selección del empacador de producción se define en base a los esfuerzos 
ejercidos durante las operaciones de terminación ya sean: inducciones, 
estimulaciones, fracturamiento y pruebas de admisión, así como las 
condiciones de Presión-Temperatura durante la vida productiva del pozo. Otro 
aspecto que debe ser considerado es la composición y propiedades de los 
fluidos que se producen en el pozo. 
 
Los empacadores de producción se clasifican en 2 grandes grupos; 1) 
empacadores permanentes y 2) empacadores recuperables. Los nuevos 
empacadores incluyen niples de asiento o receptáculos. El propósito de su 
instalación es proteger la tubería de revestimiento del pozo, durante las 
operaciones de estimulación y de los fluidos corrosivos. El empacador es 
descrito como el dispositivo que bloquea el paso de los fluidos en el espacio 
anular. 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Figura 10. Parámetros para la Selección del Empacador. 
Diámetro de la Tubería de Revestimiento
Grado y Peso de la Tubería de Revestimiento
Temperatura del pozo
Presión de Operación
Tensión y Compresión
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
28 | P á g i n a 
 
2.2.5 DISEÑO DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN 
El diseño del aparejo de producción se realiza de manera dinámica y estática. 
El diseño dinámico determina el diámetro y capacidad máxima de producción, 
con efecto de asegurar los requerimientos de producción. El diseño estático 
determina si la tubería seleccionada cumple con los requerimientos de 
esfuerzos mecánicos (Presión interna, colapso y tensión), este análisis se 
realiza considerando condiciones críticas durante la instalación. 
 
En el diseño una de las consideraciones es el ángulo de los pozos, los fluidos 
de perforación, peso, velocidad de la mesa rotaria y diversos procedimientos 
de operación. 
 
Propiedades de las Tuberías: 
 
1) Esfuerzo del acero 
2) Tipo de la conexión 
3) Tipo de rosca 
4) Coeficiente de fricción 
Las clases de tubería existentes en la industria se mencionan a continuación: 
Figura 11. Clases de Tubería. 
2.2.6 MEDIO ÁRBOL DE VÁLVULAS 
El diámetro del árbol de válvulas se selecciona de acuerdo al estado mecánico 
del pozo, considerando la presión y temperatura máxima, así como también el 
material requerido, el proceso se realiza bajo la Norma API 6-A que define el 
nivel de especificación del producto y condiciones estándar de servicio. 
 
La especificación API 6- A sirve como fuente de referencia para el diseño de 
conexiones bridadas y salidas de los equipos en rangos de presión desde 
2000[psi] hasta 20000 [psi] el máximo rango de trabajo, no contempla 
requerimientos para el uso en campo, pruebas o reparación de productos. 
•En esta tubería se 
presentan los datos 
de tensión, torsión, 
colapso y presión 
interna.
Clase
Nueva
•Se basa en una 
tubería con un uso 
uniforme y un 
mínimo espesor de 
pared del 80%.
Clase
Premium
•Esta tubería tiene 
como mínimo un 
espesor de pared del 
65%.
Clase 2
•Esta clase de tubería 
tiene un mínimo 
espesor de pared del 
55% con el uso de un 
solo lado.
Clase 3
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
29 | P á g i n a 
 
2.2.7 DISPAROS 
Cuando se tiene una terminación de pozo en agujero revestido, la operación 
de los disparos es parte primordial a fin de obtener la producción de 
hidrocarburos de la formación, la operación consiste en perforar la tubería de 
revestimiento, el cemento y la formación con el fin de comunicar el pozo con 
el yacimiento. Para una óptima operación durante los disparos se deben 
considerar las propiedades de los fluidos, la litología del intervalo de interés, 
tipo de terminación y características específicas de las pistolas. 
 
Los factores que afectan el resultado de los disparos son: 
1) Grado de la tubería 
2) Humedad 
3) Temperatura 
4) Tipo de Formación 
Figura 12. Tipos de Disparos. 
2.2.7.1 Disparo a Chorro 
El proceso de disparo a chorro consiste en un detonador eléctrico que activa 
un cordón explosivo y provoca una reacción en cadena, la alta presión 
generada por el explosivo provoca la expulsión de un chorro de partículas con 
presiones aproximadas de 5 millones de [lb/pg2]. 
2.2.7.2 Disparo de Bala 
Las pistolas mayores a 3 1/2” de diámetro son implementadas en formaciones 
con resistencia a la compresión inferior a 6000 [psi] estas proporcionan una 
mayor penetración que la mayoría de las pistolas a chorro. 
2.2.7.3 Pistola Hidráulica 
Este tipo de disparo se realiza mediante la inyección a chorro de un fluido con 
arena, a través de un pequeño orificio contra la tubería de revestimiento, la 
presión del chorro se puede incrementar mediante la inyección de nitrógeno. 
Disparo a Chorro Disparo de Bala
Pistola 
Hidráulica
Cortador 
Mecánico
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
30 | P á g i n a 
 
La capacidad de penetración se reduce en función a la presión en el fondo del 
pozo. 
2.2.7.4 Cortador Mecánico 
El cortador mecánico es una herramienta de molienda que permite la apertura 
de ranuras para la comunicación del pozo con la formación. Ocasionalmente 
para el control de la producción de arena se realiza la apertura de ventanas en 
la tubería de revestimiento. Los factores que afectan calidad del disparo: 
Figura 13. Factores que afectan la calidad del Disparo. 
2.2.8 ESTIMULACIÓN 
La estimulación de un pozo consiste en la inyección de un fluido de 
tratamiento con efecto de remover el daño causado por la invasión de los 
fluidos a la formación durante la perforación en su caso durante la vida 
productiva del pozo. La estimulación es un proceso que permite crear o 
limpiar los canales en la roca productora para facilitar el flujo de fluidos de la 
formación al pozo, es la principal actividad para mejorar la productividad de 
los pozos de aceite y gas. 
 
Taponamiento de los Disparos.
•El taponamiento ocurre cuando los disparos se llenan con roca triturada de la formación y residuos de las
cargas, en el momento que se dispara con el lodo. Debido a esto, los tapones no son fácilmente removidos
por el contraflujo.
Efecto de la Presión Diferencial.
•Cuando se dispara con una presión diferencial hacia la formación los disparos se llenan con partículas y los
tapones producidos por el lodo son difíciles de remover , produciendo en algunos casos un tponamiento
permanente y reduciendo la productividad de los pozos.
Densidad de los Disparos.
•Un factor a considerar es la densidad de los disparos que depende del ritmo de explotación requerido. Por
lo general son adecuados 4 disparos de 0.5 pg por pie; y para intervalos de baja productividad de 1 a 2
disparos por pie.
Desempeño de los Disparos.
•La capacidad de penetrar la formación es inversamente proporcional al esfuerzo de sobrecarga y resistencia
compresiva de la formación. El método propuesto para el cálculo fue propuesto por Thomson, que
relaciona la resistencia compresiva con los datos de pruebas en superficie.
Limitantes de Presión y Temperatura.
•Las presiones en el pozo pueden limitar las pistolas con cargas expuestas. En cuanto a la temperatura, las
cargas para alta temperatura proporcionan poca penetración, el explosivo es poco sensible y presentan
mayores fallas, así como mayores costos.
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
31 | P á g i n a 
 
La clasificación general para la estimulación está constituida por 
estimulaciones reactivas y estimulaciones no reactivas. Más adelante se 
aborda el tema más a fondo. 
 
2.2.9 INDUCCIONES 
La operación de inducción se realiza cuando los hidrocarburos producidos de 
la formación no llegan a superficie, las actividades consisten en disminuir la 
presión hidrostática para permitir que se manifieste el pozo. 
 
 
Figura 14. Tipos de Inducción. 
2.2.9.1 Inducción Mecánica 
La operación consiste en desplazar una barra pesada con un empaque a 
través del aparejo de producción. Durante el viaje ascendente el empaque se 
ajusta al diámetro interior de la tubería de producción y con ello se permite el 
desalojo del fluido que se encuentra encima de ellas. La principal desventaja 
de este método es el alto riesgo operativo debido a que se realiza sin la 
instalación de preventores. 
2.2.9.2 Inducción por Desplazamiento 
La inducción por desplazamiento consiste en abrir una camisa de circulación 
y desplazar los fluidos alojados en la tubería de producción hacia el espacio 
Tipos de 
Inducción
Inducción 
Mecánica
Inducción por 
Desplazamiento
Inducción por 
Empuje o 
Implosión
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
32 | P á g i n a 
 
anular por un fluido de menor densidad. Los fluidos desplazantes comunes 
son agua dulce, salmueras y nitrógeno. Para la inducción debe ser 
considerado el volumen de fluido por desplazar esto evitara que se realicen 
operaciones inconclusas y fallas por falta de fluido. Debe ser considerada la 
presión de bombeo permite seleccionar el equipo adecuado para el bombeo 
esto con el fin de evitar riesgos durante el desarrollo de la operación. 
2.2.9.3 Inducción por Empuje o Implosión 
La inducción por empuje consiste en la inyección de fluidos contenidos en el 
pozo en complemento con un volumen de nitrógeno hacia la formación a 
través de un intervalo abierto. El nitrógeno es un gas inerte que no reacciona 
con la formación y después de ser descargado produce un efecto de succión, 
con ello proporciona un arrastre de sólidos y la disminución de la presión 
hidrostática. 
 
Para este proceso es necesario determinar el volumen total y gasto de 
inyección del nitrógeno que se inyectará al pozo con el fin de generar una 
presión menor en la cara del intervalo e inducir la producción del pozo. Por 
otra parte es vital considerar el cambio de presiones en el sistema para evitar 
rupturas de algún elemento del pozo (empacadores, aparejo de producción). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
33 | P á g i n a 
 
CAPÍTULO 3. TIPOS DE TERMINACIÓN DE 
POZOS 
 
La terminación de un pozo petrolero complementa la perforación y es tan 
importante como ésta. A través de esta se extraen los hidrocarburos del 
yacimiento a superficie. La terminación se lleva a cabo después de cementar 
la tubería de revestimiento o bien en agujero descubierto. Se debe planear y 
elaborar un programa que indique la secuencia de trabajos que se deben 
realizar. Se incluye el estado mecánico del pozo, así como los accesorios a 
usar. 
 
3.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO 
3.1.1 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍA FRANCA 
La terminaciónen agujero descubierto con TP es el tipo de terminación con 
menor grado de complejidad y menor costo, solo involucra la introducción de 
la TP franca, sin ningún tipo de accesorio. Se aplica cuando: 
 
 La formación productora no tenga presencia de contactos agua- aceite 
o gas-aceite es decir la zona productora solo sea de aceite. 
 La formación productora presente un grado alto de compactación. 
Las principales ventajas y desventajas se presentan compiladas a 
continuación: 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Comparado con otros tipos de terminación 
su realización es menos costosa y menos 
tardada en operación. 
 Se puede producir tanto por tubería de 
producción o por el espacio anular. 
 Cuando el intervalo productor produce 
aceite viscoso, este tipo de terminación es 
adecuada. 
 
 
 Al no contar con accesorio de terminación 
como empacadores, la TR se encuentra 
expuesta, y ante la presencia de fluidos 
corrosivos o altas presiones, está puede 
sufrir daños. 
 Debido a las variaciones de temperatura 
de los fluidos, este tipo de terminación es 
susceptible a movimientos de la TP. 
 Las operaciones de estimulación o algún 
otro tratamiento de inyección a presión 
mayor a la presión de resistencia inferior 
no se pueden realizar. 
Tabla 3. Ventajas y Desventajas de una Terminación Sencilla con TP Franca. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
34 | P á g i n a 
 
3.1.2 TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN, 
ACCESORIOS Y EMPACADORES 
Este tipo de terminación en agujero descubierto y sin tubería de revestimiento 
se realiza tanto con empacador sencillo permanente como recuperable. La 
selección del tipo de empacador depende de la profundidad de instalación, 
presión esperada del yacimiento al momento de su explotación, de igual 
manera operaciones posteriores a acidificaciones, estimulaciones, limpiezas 
y terminaciones presentan un papel importante en la selección del tipo de 
empacador. La terminación con TP, accesorios y empacadores se observa en 
la siguiente ilustración. 
 
En este tipo de terminación se debe considerar que la TP cuente con 
accesorios como válvulas de circulación y niple de asiento para efectuar la 
operación, así como tomar en cuenta el peso de la tubería de producción que 
debe soportar el empacador. (Garaicochea & Benitez, 1983) 
 
Las ventajas-desventajas de la terminación sencilla con TP, accesorios y 
empacadores se presentan en la siguiente tabla: 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 La presión del yacimiento y la presencia 
de fluidos corrosivos no afectan la tubería 
de revestimiento debido a la protección y 
aislamiento del empacador. 
 Si una operación de estimulación se 
requiere, se puede efectuar alcanzando 
presiones mayores que en los casos de 
terminación con tubería franca. 
 La camisa de circulación se puede abrir si 
es necesario un gasto de circulación alto 
con la finalidad de producción dual entre 
espacio anular y TP. 
 
 La presencia de carbonatos, sales y 
parafinas puede ocasionar una reducción 
en la producción del pozo, dado que se 
reduce el diámetro de la TP. 
 El costo y tiempo de terminación es mayor 
que en una terminación con TP franca, 
causada por la instalación de los 
accesorios como niples, camisas o 
válvulas, empacadores, entre otros. 
 Al tener aceites viscosos es más difícil la 
explotación. 
 
Tabla 4. Ventajas y Desventajas de una Terminación Sencilla con TP, Accesorios y Empacadores. 
3.1.3 TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA NO CEMENTADA 
Esto consiste en la introducción de un liner ranurado después de perforarse 
el intervalo productor. Este liner se caracteriza por no estar cementado, dado 
que éste se ancla a la altura de la zapata de la TR localizada en la cima del 
intervalo productor mediante un empacador hinchable (éste aumenta su 
volumen por la acción del aceite o agua absorbido). 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
35 | P á g i n a 
 
El objetivo de los empacadores hinchables es realizar una explotación 
selectiva y evitar problemas de conificación, ya que se aíslan las zonas 
fracturadas que aportan fluidos indeseables, así como los contactos gas-
aceite y/o agua-aceite. 
 
Las principales ventajas-desventajas en la terminación con tubería ranurada 
no cementada se presentan en la siguiente tabla: 
 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Minimiza el daño a la formación y está en 
contacto directo con el yacimiento. 
 Los empacadores hinchables eliminan la 
cementación y proporciona aislamiento de 
zonas. 
 El daño generado por el lodo de 
perforación puede eliminarse por medio 
de una estimulación. 
 Es más económico que un pozo con 
agujero revestido. 
 El liner ranurado proporciona seguridad 
en caso de colapso y control de 
producción de arena. 
 Es efectivo y se obtiene una rápida 
producción. 
 No hay un buen control de inyección ni de 
volúmenes de los fluidos usados en la 
estimulación y fracturamientos. 
 El enjarre producido por los fluidos de 
perforación dañan la formación. 
 
Tabla 5. Ventajas y Desventajas de la Terminación con Tubería Ranurada Cementada. 
3.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO 
3.2.1 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP 
FRANCA 
Este tipo de terminación es idéntica a la TP franca en agujero descubierto, a 
diferencia de que, en ésta para entrar en contacto con el yacimiento, se 
requiere disparar la TR en el intervalo productor. 
 
El tipo de terminación sencilla en agujero entubado con TP franca ofrece las 
mismas ventajas que una terminación en agujero descubierto con TP franca. 
 
3.2.2 TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP, 
EMPACADOR Y ACCESORIOS 
Este tipo de terminación se realiza con un empacador recuperable o 
permanente, el yacimiento puede tener contactos Gas-Aceite o Aceite- Agua, 
ya que mediante la cementación de la TR se puede seleccionar el intervalo 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
36 | P á g i n a 
 
para la terminación. Como en el caso de la terminación sencilla en agujero 
entubado y TP franca, el tipo de empacador depende de las presiones que se 
esperen del yacimiento, así como del tipo de hidrocarburo o gas. 
 
Las ventajas de la terminación sencilla en agujero entubado con TP, 
empacador y accesorios son las que se presentan anteriormente, atribuidas a 
la terminación en agujero descubierto. 
 
3.2.3 TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS 
EMPACADORES Y TR CEMENTADA 
Para llevar a cabo este tipo de terminación se debe contar con los dos 
empacadores, superior recuperable e inferior permanente. Entre ambos 
empacadores y sobre el empacador superior, la TP cuenta con accesorios. 
Además, en esta terminación se cuenta con más de un yacimiento con su 
respectiva TR cementada. 
 
Las principales ventajas-desventajas en la terminación selectiva con dos 
empacadores en agujero entubado se presentan en la siguiente tabla: 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Este tipo de terminación es óptima en 
casos de pozos en los que su acceso es 
complicado, en la zona marina esta 
terminación se recomienda. 
 Una de las grandes ventajas que tiene 
esta terminación, es que se pueden hacer 
producir dos intervalos productores al 
mismo tiempo, o individualmente. 
 Representa un mayor costo que las 
terminaciones anteriormente 
mencionadas. 
 Se tiene mayor tiempo al realizar la 
terminación con los accesorios en la TP, 
esto conlleva a realizar más viajes en la 
instalación y desmantelamiento de los 
accesorios. 
 Para realizar los disparos de los intervalos 
elegidos, es necesario que el pozo se 
encuentre lleno de lodo de perforación, 
esto con la finalidad de evitar cualquier 
tipo de brote o arranque del pozo, 
derivado de un mayor daño a la 
formación. 
 
Tabla 6. Ventajas y Desventajas de la Terminación Sencilla Selectiva con dos Empacadores y TR 
Cementada. 
3.2.4 TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES 
Este tipo de terminación se caracteriza por ser óptimocuando se requiere 
explotar al mismo tiempo dos intervalos productores en donde las 
características de ambos son distintas. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
37 | P á g i n a 
 
Las principales ventajas-desventajas en la terminación selectiva con dos 
empacadores en agujero entubado se presentan a continuación: 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Cuando alguno de los dos intervalos 
empieza a producir fluidos no deseados 
(fluidos corrosivos, gas sulfhídrico, gases 
combustibles, etc.) ésta terminación tiene 
la ventaja de que se puede cerrar dicho 
intervalo (con el fluido indeseable) sin que 
el otro deje de estar produciendo. 
 Tiene la facilidad de producir 
independiente-mente y al mismo tiempo 
dos intervalos, sin considerar las 
diferencias existentes entre ambos. 
 
 Existe daño a la formación por 
penetración de los disparos el cual 
conlleva a que exista una mayor 
complejidad para llevar a cabo una 
inducción del pozo. 
 Mayor tiempo de operación. 
 
Tabla 7. Principales Ventajas y Desventajas en la Terminación Doble con Dos TP y Dos Empacadores. 
3.2.5 TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TP, UN 
EMPACADOR DOBLE MÁS UN EMPACADOR SENCILLO Y 
ACCESORIOS 
De los tipos de terminación anteriormente mencionadas, esta terminación 
resulta ser la más compleja de llevar a cabo. Mediante ésta, es posible explotar 
más de uno o varios intervalos productores en forma independiente. 
 
Las principales ventajas-desventajas en una terminación selectiva con dos 
empacadores en agujero entubado se presentan en la tabla siguiente: 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Se puede seleccionar el intervalo a 
explotar deseado o explotar al mismo 
tiempo todos los intervalos. 
 Tiene la ventaja de que, si un intervalo 
comienza a producir fluidos no 
deseados, éste se puede cerrar por un 
período de tiempo sin que dejen de 
producir los demás. 
 Se tiene un mayor tiempo al realizar la 
terminación por los múltiples accesorios 
a usar. 
 
Tabla 8. Principales Ventajas y Desventajas en la Terminación Doble con dos TP y dos Empacadores. 
3.3 TERMINACIÓN SIN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN 
Un pozo con terminación sin tubería de producción o también llamado 
Tubingless es aquel en donde la sarta de perforación, después de haber 
perforado la última etapa, se cementa y a su vez se usa para producir, evitando 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
38 | P á g i n a 
 
así el uso de accesorios empleados en la terminación (empacador, camisa, 
entre otros). 
 
Esta terminación es la más económica, pero es aplicable únicamente para 
profundidades someras y medianas sin rebasar los 4,000 m; son ideales para 
pozos de un solo yacimiento, aunque se pueden explotar yacimientos 
simultáneos. La profundidad y la temperatura son la mayor limitante en estas 
terminaciones. 
3.4 TERMINACIONES INTELIGENTES 
Se le denomina terminación inteligente a la terminación de un pozo en la que 
el control de flujo o inyección toma lugar en el fondo del pozo sin intervención 
física, con o sin monitoreo activo, se aplica en pozos inteligentes, los cuales 
tienen la finalidad de eliminar las intervenciones y de obtener información en 
forma remota y en tiempo real que permita tomar acciones preventivas con 
miras a maximizar el pozo y el yacimiento. Generalmente se usan sofisticados 
medidores de fondo de pozo, los cuales suministran datos continuos y 
proveen vínculos con los dispositivos remotos de control de flujo. Esta 
instrumentación inteligente permite que el operador cambie las 
características del flujo, controlando así los llamados flujos preferenciales y 
es una realidad la caracterización del yacimiento y el manejo de la producción 
en tiempo real con la aplicación de esta tecnología. 
VENTAJAS DESVENTAJAS 
 Mayor monitoreo y control sobre los 
pozos. 
 Reducción del tiempo de respuesta. 
 Flexibilidad a distancia en la toma de 
decisiones. 
 Reducción de operaciones complejas 
durante las intervenciones. 
 
 Altos costos de los equipos y 
herramientas. 
 
Tabla 9. Principales Ventajas y Desventajas en las Terminaciones Inteligentes. 
El principal propósito en la Terminación Inteligente consiste en lograr una 
integración segura y confiable del aislamiento zonal, el control de flujo, el 
monitoreo permanente y el control de la producción de arena. 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
39 | P á g i n a 
 
CAPÍTULO 4. ESTIMULACIONES 
 
4.1 DAÑO A LA FORMACIÓN 
El daño a la formación es un parámetro muy importante a considerar en la 
industria petrolera, dado que la identificación y cuantificación de este nos 
permite mejorar la productividad del pozo. 
 
El daño a la formación es la obstrucción parcial o total y natural o inducida, 
que se presenta en la roca al flujo de fluidos de la formación al pozo o del pozo 
a la formación. Esto implica que con el daño a la formación se alteren las 
propiedades petrofísicas importantes de la roca como la porosidad y la 
permeabilidad (Zapata, 1983). 
 
4.2 CÁLCULO DEL DAÑO 
Se define como daño de formación al cambio de permeabilidad (K) y porosidad 
(φ) en las zonas aledañas al pozo, existiendo una zona dañada que en la 
bibliografía se la conoce como piel (“SKIN”), que puede tener pocos 
milímetros hasta varios centímetros de profundidad. 
 
El daño a la formación (skin) es una variable adimensional y compuesta. En 
general cualquier fenómeno que cause distorsión de las líneas de flujo de su 
patrón perfectamente normal al pozo, o una restricción física al flujo (que 
puede verse como una distorsión a escala de garganta de poro), resultará en 
un valor positivo de daño. 
 
El factor “Skin” es positivo en los siguientes casos: 
 
 En un pozo de gas cuando la RLG >100Bl/MMPC. 
 En un pozo de petróleo cuando la RGP >1000 PCN/Bl. 
 Si hay producción de tres fases. 
 Cuando Pr - Pwf > 1000 lb/pg2. 
 Cuando hay altas tasas de flujo Q/h > 20 BPD/pies. 
 Cuando se dispara con un rango menor de 4 TPP. 
 Pr > Pb y Pwf < Pb (separación de gas en la parte aledaña del pozo). 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
40 | P á g i n a 
 
4.2.1 Análisis Cuantitativo del Daño de Formación 
El daño de formación se mide mediante el coeficiente “S” que se denomina 
severidad. Este daño tiene diversos valores, que pueden llegar a ser muy 
grandes. 
 
Se define como radio equivalente: 
 
𝒓′𝒘 = 𝒓𝒘 ∗ 𝒆
−𝒔 
 
De esta forma, con el radio equivalente se calcula el índice de productividad 
IP: 
 
𝑰𝑷 = 
𝒌 ∗ 𝒉
𝜶𝒓 ∗ 𝑩𝒐 ∗ 𝝁 ∗ 𝒍𝒏 (𝒓𝒆/𝒓𝒘
′ ) 
= 
𝑸
𝑷𝒆 − 𝑷𝒘𝒇
 
Donde: 
K: Permeabilidad. 
h: Espesor de la capa o nivel. 
αr: Coeficiente de unidades. 
Bo: Factor volumétrico del petróleo. 
µ: Viscosidad absoluta. 
re: Radio de drenaje. 
r’w: Radio equivalente del pozo. 
rw: Radio del pozo perforado. 
Q: Caudal de producción. 
Pe: Presión estática de la formación. 
Pwf: Presión dinámica de la formación. 
S: Daño total de la formación. 
 
Se sabe que el daño afecta solo a una zona en las inmediaciones del pozo, 
que no está muy bien definida, en la cual la permeabilidad se afecta. Esta zona 
se la denomina piel (skin) y tiene un radio medido desde el centro del pozo 
que se estima mediante registros geofísicos como el microlateral o de 
proximidad. 
 
El daño en la formación se determina mediante ensayos, pero si no se tiene 
datos precisos se estima mediante la relación de permeabilidades y radios del 
skin y la formación. 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
41 | P á g i n a 
 
𝑺 = (
𝒌
𝒌𝒔𝒌𝒊𝒏
− 𝟏) ∗ 𝒍𝒏 (
𝒓𝒔𝒌𝒊𝒏
𝒓𝒘
) 
 
Donde: 
K: Permeabilidad media de la formación productiva. 
Kskin: Permeabilidad media de la zona afectada por el daño (skin). 
rskin: Radio desde el centro del pozo al borde externo del skin. 
rw: Radio del pozo. 
 
Por lo que se deduce: 
 
a) Si Kskin < K, S > 0, el pozo tiene daño. 
b) Si Kskin = K, S = 0, el pozo no tiene daño.c) Si Kskin > K, S < 0, el pozo fue estimulado. 
A continuación la siguiente tabla indica los valores de daño que se producen 
en un pozo: 
Condición del Pozo Valor del Daño (S) 
Altamente Dañado S > 10 
Dañado S > 0 
Sin Daño S = 0 
Acidificado -1 < S < -3 
Fracturado -2 < S < -4 
Masivamente Fracturado S < -5 
Tabla 10. Clasificación del Daño a la Formación. 
4.2.2 Pseudodaño 
Atribuir todo el skin a un daño dentro de la formación es un error muy común, 
hay otras contribuciones no relacionadas al daño, llamadas pseudoskin 
(Pseudodaño) y deben ser extraídas del daño total para poder estimar el 
verdadero daño de la formación; hay 2 contribuciones: 
1. Se relaciona al daño de formación, que actúa directamente en el sistema 
poroso, disminuyendo la porosidad y permeabilidad en la zona del skin. 
2. Se relaciona con un daño superficial en la cara de la formación 
(sandface) y tiene que ver con el desgaste mecánico producido en la 
barrena por el contacto y el desgaste mecánico que se produce por el 
flujo en la perforación. 
El skin de origen mecánico es comúnmente llamado pseudodaño, mientras 
que el daño de formación es el único realmente originado dentro de la 
formación, y no tiene efecto ni relación con el skin de origen mecánico. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
42 | P á g i n a 
 
 
El Skin total, debido al daño verdadero y pseudodaño se le puede diferenciar 
mediante la siguiente ecuación: 
 
𝑺 = 𝑺𝒅 + 𝑺𝒑𝒑 + 𝑺𝒑𝒆𝒓𝒇 + 𝑺𝒕𝒖𝒓𝒃 + 𝑺𝒔𝒘 + 𝑺𝒈𝒑 
 
Donde: 
S= Skin total. 
Sd= Skin debido a la alteración de permeabilidad en el área cercana al pozo. 
Spp= Skin debido a una terminación parcial. 
Sperf= Skin debido al tipo de disparo. 
Sturb= Skin debido a la turbulencia de flujo. 
Ssw= Skin debido a la inclinación del pozo. 
Sgp= Skin debido a un emplazamiento de grava. 
 
4.2.3 Pseudodaños y Configuración del Pozo 
Los pseudodaños remanentes después de la terminación pueden ser 
atribuidos directamente al pozo. No todos estos tienen que ver con el daño 
verdadero, tienen origen mecánico o físico. 
 
Siempre se encuentran pseudoskins negativos en pozos desviados, el 
alejamiento negativo es función del ángulo de desviación del pozo y de la 
dureza de la formación. 
 
4.2.4 Pseudodaños y Condiciones de Producción 
Las condiciones dadas por el caudal y el ángulo de inclinación pueden inducir 
a caídas de presión adicionales o pseudoskins. Si se pone al pozo a producir 
a elevado caudal, puede originarse flujo turbulento en la formación, al igual 
que durante la perforación. El correspondiente pseudodaño positivo es 
proporcional al caudal de flujo por encima de un mínimo dado, debajo de este 
valor crítico, tal pseudodaño no existe, puesto que no hay desgaste mecánico 
en el sandface producido por la relación de flujo. La variación del diámetro del 
pozo durante la perforación, puede modificar progresivamente el flujo de 
laminar a turbulento y crear un pseudodaño que se suma al daño real de la 
formación. 
 
Si se perfora a velocidad alta de penetración se puede causar que la presión 
en las inmediaciones del pozo caiga por debajo del punto de burbuja de los 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
43 | P á g i n a 
 
hidrocarburos, y puede crearse un pseudodaño positivo como consecuencia 
del bloqueo producido por el gas, de la misma manera si se produce gas 
condensado por debajo del punto de rocío, resultan líquidos emergiendo 
alrededor del pozo y alterando el flujo, ambos fenómenos son efectos de la 
permeabilidad relativa, pero nunca se manifiestan por sí mismos como 
pseudodaños positivos. 
4.3 CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN 
4.3.1 CLASIFICACIÓN SEGÚN GRUBB-MARTIN 
Se puede clasificar el daño a la formación en somero y profundo (Grubb & 
Martin, 1963). 
 
Daño somero es causado por: 
 
 Partículas de lodo de perforación y otros sólidos. 
 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de formación en zona 
invadida por el filtrado de lodo. 
 Emulsiones. 
 Aguas incompatibles. 
 Parafinas e incrustaciones. 
Daño profundo es causado por: 
 Bloqueo por agua. 
 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de formación por la baja 
salinidad del agua de inyección. 
 Aceites pesados, crudo en zona de gas o zonas de gas y condensado. 
 Re-precipitación de fierro durante un tratamiento de acidificación. 
 Tratamientos forzados de inhibidores de incrustación. 
4.3.2 CLASIFICACIÓN SEGÚN ROBBERTS- ALLEN 
Se clasifica el daño a la formación en daño por sólidos o por el filtrado de 
fluido (Allen & Robets, 1978): 
 
Daño causado por sólidos consiste en: 
 
 Materiales para dar peso. 
 Arcillas. 
 Materiales para dar viscosidad. 
 Materiales para controlar la pérdida de fluido. 
 Materiales para controlar la pérdida de circulación. 
 Sólidos triturados provenientes de la perforación. 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
44 | P á g i n a 
 
 Partículas de cemento. 
 Detritos de las pistolas. 
 Incrustaciones de polvo. 
 Oxido de las tuberías. 
 Sales no disueltas. 
 Empaques de grava o arena fina de fracturamientos. 
 Incrustaciones precipitadas. 
 Parafinas o asfáltenos. 
 
Daño causado por el filtrado del fluido: 
 
 Solución acuosa con cationes, aniones y surfactantes de diferentes 
tipos y concentraciones. 
 Solución oleosa con surfactantes. 
 
El daño a la formación puede ser causado por procesos simples o complejos, 
al presentarse en cualquiera de las etapas de vida del pozo. Todo pozo en su 
inicio de explotación o durante la misma, se daña en menor o mayor grado y 
se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones 
naturales de producción, esta remoción puede resultar difícil y costosa. 
 
4.4 TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN 
Después de la terminación del pozo, en una reparación mayor o en el 
desarrollo de la vida productiva del mismo, generalmente se requiere 
restaurar o mejorar las condiciones de flujo del intervalo productor o inyector. 
 
Como ya se ha dicho, el objetivo de una estimulación es la restauración del 
daño ocasionado durante la perforación, terminación, reparación o durante la 
vida productiva del pozo. 
 
A continuación, se observa la clasificación de las estimulaciones, donde se 
indica la clasificación de las estimulaciones según el volumen por usar, así 
como la clasificación de éstas según el tipo de reactivo empleado:
 
Figura 15. Clasificación de Estimulaciones según el Tipo de Reactivo. 
Clasificación de estimulación en base al reactivo
Estimulación Reactiva
Estimulación no Reactiva
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
45 | P á g i n a 
 
4.4.1 ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA) 
Es en la que los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente al disolver 
materiales que dañan la formación y a los sólidos de la roca. Se usan para la 
remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones 
inorgánicas. Los fluidos por usar principalmente son los sistemas ácidos. El 
éxito de estos tratamientos se basa en la selección del sistema acido. 
 
Los tipos de ácidos que se usan en esta estimulación son los ácidos 
orgánicos e inorgánicos. 
4.4.1.1 ÁCIDOS INORGÁNICOS 
 
Figura 16. Ácidos Inorgánicos. 
4.4.1.2 ÁCIDOS ORGÁNICOS 
Figura 17. Ácidos Orgánicos. 
Ácido Clorhídrico:
•El ácido clorhídrico es el que más se usa en la estimulación de pozos; es
una solución de hidro cloro en forma de gas en agua y se disocia en agua
rápidamente y completamente hasta un límite de 43% en peso a
condiciones estándar y esto le da la condición de ácido fuerte. El ácido
clorhídrico reacciona con material calcáreo compuesto principalmente de
calcita y dolomía.
Ácido Fluorhídrico:
•El ácido fluorhídrico es el único tipo de ácido que permite la disolución de
minerales sílicos como las arcillas, feldespatos, arena (cuarzo), etc.
Además de reaccionar con estos materiales, también reacciona con
minerales calcáreosy con los iones positivos de la salmuera de la
formación. Sin embargo, los productos de reacción son insolubles en agua,
por lo que se deben realizar pruebas rigurosas de compatibilidad.
Ácido acético:
•Este tipo de ácido fue el primer ácido orgánico que se usó en la
estimulación de pozos, es un ácido débil debido a que su ionización en
agua es parcial y ocurre lentamente, se usa como ácido retardado. Su
poder de disolución es menor que la del ácido clorhídrico, pero es menos
corrosivo, su principal empleo en carbonatos como en calizas y dolomías
a altas temperaturas.
Ácido fórmico:
•Este ácido tiene mayor poder de disolución que el ácido fluorhídrico pero
menor que el clorhídrico, se usa combinado con el ácido clorhídrico o el
ácido fluorhídrico en concentraciones del 10%, a concentraciones
mayores los productos de reacción son gelatinosos y difíciles de extraer.
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
46 | P á g i n a 
 
4.4.2 ESTIMULACIÓN NO REACTIVA 
Las estimulaciones no reactivas son aquellas donde los fluidos de tratamiento 
no reaccionan químicamente con los materiales sólidos de la formación. Los 
fluidos que se emplean son el fluido base (aceite, xileno, alcohol, etc.) y un 
agente activo siendo el surfactante el de más uso. 
 
El surfactante es un compuesto de moléculas orgánicas caracterizadas por 
formar dos grupos químicos, uno soluble en agua (hidrofílico) y otro soluble 
en aceite (lipofílico). El daño susceptible de ser removido con una 
estimulación no reactiva es: 

 Cambio de mojabilidad. 
 Bloqueo por emulsiones o invasión de finos. 
 Daño por depositación de material orgánico (asfáltenos y parafinas). 
Figura 18. Figura. Clasificación de estimulaciones según el volumen a utilizar. 
4.4.3 ESTIMULACIÓN DE LIMPIA 
El objetivo principal de este tipo de estimulación es eliminar el daño 
ocasionado por los disparos y el fluido de perforación. Esto obliga en lo 
general a estimular el pozo inmediatamente después de efectuar los disparos. 
Esta estimulación se caracteriza por usar pequeños volúmenes de soluciones 
reactivas o no reactivas que no sobrepasan los tres pies de profundidad y son 
inyectados a gastos bajos, de 2 a 3 barriles por minuto. 
4.4.4 ESTIMULACIÓN MATRICIAL 
Los procedimientos de la estimulación matricial se caracterizan por gastos de 
inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permite una 
penetración del fluido a la matriz en forma radial para la remoción del daño en 
las inmediaciones del pozo. 
 
El éxito de una estimulación matricial depende primordialmente de la 
selección apropiada del fluido de tratamiento y el procedimiento de selección 
es muy complejo, ya que se involucran diversos factores que varían 
ampliamente, entre los más importantes están: el tipo, severidad y 
Clasificación en base al volumen a 
utilizar
Estimulación de limpia.
Estimulación Matricial.
Estimulación por fracturamiento.
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
47 | P á g i n a 
 
localización del daño, y su compatibilidad con el sistema roca fluido de la 
formación. 
 
La estimulación matricial se divide en dos grupos que son: 
 Estimulación matricial ácida. 
 Estimulación matricial no ácida. 
 
La selección del tipo de estimulación matricial es función del tipo de minerales 
y formación que se desea estimular, para ambos tipos de estimulación 
matricial se bombea el fluido estimulante a gastos bajos (2 a 6 barriles por 
minuto). 
 
4.4.5 ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO 
Este tipo de estimulación se caracteriza por el empleo de grandes volúmenes 
de fluido reactivo inyectado a alto gasto (de 6 a 20 barriles por minuto) a fin 
de rebasar la presión de fractura. Esta estimulación se usa cuando la 
permeabilidad de la formación es baja, dado que lo que se requiere al realizar 
esta operación es inyectar el fluido estimulante a un gasto alto para fracturar 
la formación, con lo que se genera una presión hidrostática del fluido 
estimulante mayor a la presión de fractura de la formación causando la 
fractura, generando así la apertura de canales, es decir incrementando o 
restableciendo la permeabilidad y/o porosidad. 
 
 
 
 
 
 
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
48 | P á g i n a 
 
CAPÍTULO 5 FLUIDOS DE TERMINACIÓN 
 
5.1 BACHES 
En la operación de lavado de pozos se usan diferentes tipos de baches con 
funciones distintas cada uno de ellos. 
 
 Fluido espaciador. 
 Fluido lavador. 
 Fluido viscoso. 
 Fluido de terminación. 
 
5.1.1 BACHE LAVADOR 
En los baches lavadores el esfuerzo de corte es proporcional a la velocidad 
de corte; por lo tanto la viscosidad es constante. 
 
Un lavado de pozos más eficiente se logra cuando el flujo del fluido lavador 
alcanza el punto en donde se vuelve un régimen turbulento; esto es gracias a 
que el fluido contiene más energía y esta es capaz de remover los sólidos 
adheridos en las paredes del pozo con mayor facilidad, por lo tanto, un buen 
criterio es predecir las condiciones en las cuales se inicia el fenómeno de 
turbulencia. Para obtener el tipo de flujo que se presenta en las diferentes 
secciones del sistema, es necesario conocer el número de Reynolds. Se sabe, 
que a fin de alcanzar un régimen turbulento en este tipo de fluidos, se requiere 
alcanzar el número de Reynolds mayor a 2100; en otras palabras, éste es el 
número de Reynolds crítico. 
 
𝑵𝑹𝑬 ≥ 𝟐𝟏𝟎𝟎 ⇒ 𝑭𝒍𝒖𝒋𝒐 𝑻𝒖𝒓𝒃𝒖𝒍𝒆𝒏𝒕𝒐 
𝑵𝑹𝑬 ≤ 𝟐𝟏𝟎𝟎 ⇒ 𝑭𝒍𝒖𝒋𝒐 𝑳𝒂𝒎𝒊𝒏𝒂𝒓 
 
Dado que se conoce el número de Reynolds para alcanzar la geometría de 
flujo crítica y las propiedades del fluido lavador, se calcula la velocidad 
mínima requerida para alcanzar las condiciones de flujo turbulento. 
 
Asimismo, se necesita determinar el gasto requerido en la operación de 
desplazamiento del fluido lavador. 
�̅� = 
𝑵𝑹𝑪 𝝁
𝒅𝟐
𝟐 − 𝒅𝟏 
𝟐 𝝆 ∗ 𝟔𝟑𝟏𝟖. 𝟕
 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
49 | P á g i n a 
 
 
𝒒𝒎í𝒏 = 𝟐. 𝟒𝟒𝟖 ∗ �̅� (𝒅𝟐
𝟐 − 𝒅𝟏
𝟐) 
 
Para saber si la operación se efectúa de manera correcta, se realiza el cálculo 
de la eficiencia de transporte de los sólidos en el sistema, la cual es función 
de la velocidad del fluido y la velocidad del desplazamiento de las partículas 
sólidas. 
𝒗𝒔𝒍 = 
(𝟏𝟏𝟓𝟐)(𝝆𝒔 − 𝝆)(𝒅𝒑
𝟐)
𝝁
 
 
𝑭𝑻 = 𝟏 − 
𝒗𝒔𝒍
𝒗𝒇𝒍
 
Donde: 
𝐹𝑇 = Factor de transporte en (%). 
𝑣𝑠𝑙. = Velocidad de deslizamiento en (pies/seg). 
𝑣𝑓𝑙 = Velocidad de los baches en (pies/seg). 
𝜌𝑠 = Densidad de la partícula en (gr/cc). 
𝑑𝑝 = Diámetro de la partícula en (pg.). 
𝜌 = Densidad de los baches en (gr/cc). 
 
La velocidad de desplazamiento es función de las características del fluido 
lavador y las características de las partículas sólidas a transportar. En este 
proceso se presentan diferentes partículas, como lo son los principales 
componentes del lodo de perforación (barita, bentonita), algunos residuos de 
cemento, contaminantes de procesos previos, sedimentos de la formación, 
etc. La barita o sulfato de bario (BaSO4) es una de las partículas más pesadas 
en el proceso con una densidad de 4.20gr/cc, por lo que el análisis del proceso 
será asertivo sí se considera a la barita como el principal sólido a evaluar. 
 
5.1.2 BACHE VISCOSO 
Los fluidos viscosos a diferencia de los fluidos que son lavadores se 
comportan como fluidos que no siguen el comportamiento de los 
newtonianos. Estos se ajustan a un modelo de potencias en donde se utiliza 
un viscosímetro Fann y se somete a pruebas con diferentes revoluciones del 
viscosímetro, al colocar los datos en una gráfica que es la lectura de la 
herramienta y en el otro eje las revoluciones a usar, asimismo se colocan los 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
 
50 | P á g i n a 
 
mismos datos, pero ahora en una gráfica con coordenadas logarítmicas y 
lineales. 
 
El modelo de la ley de potencias requiere dos parámetros para su 
caracterización: el índice de comportamiento