TerminaciAn-de-pozos-petroleros-Caso-de-aplicaciAn-para-un-exploratorio-ubicado-la-sonda-de-Campeche

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INSTITUTO POLITÉCNICO NACIONAL 
ESCUELA SUPERIOR DE INGENIERÍA Y ARQUITECTURA 
UNIDAD TICOMAN CIENCIAS DE LA TIERRA 
 
SEMINARIO DE TITULACIÓN: 
PERFORACIÓN, TERMINACIÓN Y REPARACIÓN DE POZOS PETROLEROS 
TITULO: 
TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS: CASO DE 
APLICACIÓN PARA UN EXPLORATORIO UBICADO LA 
SONDA DE CAMPECHE. 
 
TRABAJO FINAL PARA OBTENER EL TÍTULO DE INGENIERO PETROLERO 
 
PRESENTAN: 
DÍAZ PÉREZ JONATHAN URIEL 
HERNANDEZ PATIÑO ABRAHAM 
MARTÍNEZ GARCÍA HENRRY JAMES 
MEDINA HERNANDEZ RAFAEL AGUSTÍN 
SALVADOR HERNANDEZ ARTURO 
 
DIRECTORES: 
ING. MANUEL TORRES HERNANDEZ. 
ING. ALBERTO ENRRIQUE MORFIN FUARE 
AGRADECIMIENTOS 
Salvador Hernandez Arturo. 
Mi gratitud y mis respetos es para mi madre que hace menos de un año se fue a 
descansar con dios todo lo que soy y lo que logre se lo debo a ella también a mi 
padre pero esto va dedicado a ella negra mía lo logramos este era tu sueño más 
que mío, los logros son por ti. También agradezco a mis amigos que me 
acompañaron toda la carrera saben que formamos una familia pues aunque no 
seamos de sangre, construimos algo más que eso juntos, pues al no tener familiares 
cerca aprendimos a cuidarnos entre nosotros. A mis profesores y maestros pues 
sin ellos no lograríamos ser los profesionistas que queremos ser, por esto y más 
muchas gracias. 
 
Martínez García Henrry James 
Gracias a mis padres y familia porque gracias a su apoyo y consejos, he llegado a 
realizar una de mis grandes metas lo cual constituye la herencia más valiosa que 
pudiera recibir. Con el más sincero cariño. 
 
Medina Hernandez Rafael Agustín. 
Agradezco profundamente a las personas que pusieron todo su empeño, paciencia 
y confianza en mí, que cada vez que me desviaba el objetivo estaban ahí para 
corregirme y ponerme nuevamente en la dirección correcta, estas personas son mis 
padres. Los amo mucho y no existen palabras para describir la gratitud que en estos 
momento estoy sintiendo por ustedes. 
A mi esposa y a mi hijo que son mi principal motor para seguir avanzando, agradezco 
mucho a dios y ti por bendecirme y regalarme la dicha de ser padre. 
A mis hermanos que siempre estuvieron allí para apoyarme en toda esta travesía y 
brindarme sus consejos. 
Al Instituto Politécnico Nacional por otorgarme la preparación y conocimientos 
necesarios para desarrollarme profesionalmente. 
 
Hernandez Patiño Abraham 
Dedico de manera muy especial este trabajo a mi familia en especial, a un hombre 
que siempre me apoyo en las buenas y en las malas que nunca me dejo caer y me 
inspiro a seguir adelante día a día, a mi padre Juan Hernández Martínez que es muy 
importante como mi madre Beatriz Patiño Martínez quien con sus consejos han 
logrado mis éxitos. 
A mis hermanos por soportarme y aguantarme cuando llegaba estresado y seguían 
a mi lado Juan Hernández Patiño y Selene Hernández Patiño, a mis abuelos que 
siempre estuvieron al pendiente de mi educación apoyando incondicionalmente Luis 
Patiño Mandujano y Adela Martínez Aguilar. 
Y al INSTITUTO POLITECNICO NACIONAL ya que fue mi segunda casa durante 8 
años siempre con tus colores Huelum. 
 
Díaz Pérez Jonathan Uriel 
Primeramente quisiera agradecer a dios ya que me ha permitido vivir y disfrutar de 
todo lo bello en esta vida, me ha llenado de buenos momentos y excelentes 
compañías. Sé que sin él no estaría hoy aquí, apunto de obtener un logro más de 
mi vida el cual es uno de los más importantes. Gracias dios. 
A mis padres. 
Que son las personas más importantes para mí que sin importar lo que haga siempre 
me apoyan y me llevan por el camino del bien; a ellos que les tengo un gran respeto 
y admiración porque nunca se dieron por vencidos y salieron delante de toda 
adversidad, mis padres que siempre me llenan de buenos consejos y me motivan a 
seguir adelante por todo eso y más les estaré eternamente agradecido. 
Este logro no solo es mío es de nosotros juntos, los quiero mucho papás. 
A mi asesor de tesina el ingeniero Manuel Torres ya que sin sus conocimientos y su 
apoyo en todo momento no hubiese sido posible este momento tan importante. 
Este trabajo está dedicado a ustedes y los tantos que no nombre, muchas gracias 
por todo y Dios los bendiga. 
 
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SEMINARIO DE PERFORACION, TERMINACION Y REPARACION DE POZOS PETROLEROS. 
 
 
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Contenido: 
A. Resumen ..................................................................................................................................... 5 
B. Abstract ...................................................................................................................................... 6 
C. Introducción ............................................................................................................................... 7 
Capítulo I 
1. Trascendencia de la perforación del pozo en su terminación. ........................................... 9 
1.1. Determinación de la columna geológica y características de las formaciones 
atravesadas. ....................................................................................................................... 9 
1.2. Muestras de canal y corte de núcleos. ............................................................................ 11 
1.2.1. Muestras de canal. .................................................................................................. 11 
1.2.2. Cortes de núcleo .................................................................................................... 11 
1.3. Perdidas de circulación y gasificaciones. ........................................................................ 11 
1.3.1. Perdida de circulación ............................................................................................. 11 
1.3.2. Gasificaciones. ........................................................................................................ 12 
1.4. Pruebas de formación y producción. ............................................................................... 13 
1.4.1. Pruebas de formación. ............................................................................................ 13 
1.4.2. Pruebas de producción. .......................................................................................... 14 
Capitulo II 
2. Accesorios y herramientas para la terminación. ................................................................ 15 
2.1. Tuberías de producción. .................................................................................................. 15 
2.2. Accesorios. ....................................................................................................................... 16 
2.2.1. Empacadores. ......................................................................................................... 16 
2.2.1.1. Tipos de empacadores. ................................................................................ 19 
2.2.2. Válvulas de circulación. ........................................................................................... 25 
2.2.2.1. Tipo mandril de bolsillo. ................................................................................ 25 
2.2.2.2. Tipo camisa deslizable. ................................................................................. 26 
2.2.3. Válvula de seguridad (tormenta). ............................................................................ 27 
2.2.4. Árbol de válvulas. .................................................................................................... 29 
2.2.4.1. Tipos de Estranguladores……………………………………………………32 
Capitulo III 
3. Tipos de terminación para un pozo petrolero. ................................................................... 34 
3.1. Terminación en agujero descubierto. ............................................................................... 34 
3.2. Terminación en agujero entubado. ..................................................................................37 
3.3. Tipos de terminación de acuerdo a la configuración mecánica. ...................................... 38 
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3.3.1. Terminación sencilla simple. .................................................................................... 39 
3.3.2. Terminación selectiva simple. .................................................................................. 40 
3.3.3. Terminación múltiple simple. .................................................................................... 41 
Capitulo IV 
4. Programa de terminación del pozo exploratorio A-1 ......................................................... 42 
4.1. Información básica del pozo. ........................................................................................... 42 
4.1.1. Objetivo. .................................................................................................................. 42 
4.1.2. Tipo de terminación. ................................................................................................ 42 
4.1.3. Ubicación real. ......................................................................................................... 42 
4.1.4. Plano de localización. ............................................................................................. 43 
4.2. Información del pozo perforado. ...................................................................................... 43 
4.2.1. Profundidad total. .................................................................................................... 43 
4.2.2. Profundidad interior. ................................................................................................ 43 
4.2.3. Estado mecánico real (gráfico). .............................................................................. 44 
4.2.4. Distribución de tuberías de revestimiento. .............................................................. 45 
4.2.5. Resumen de la perforación. .................................................................................... 47 
4.2.6. Fluidos de perforación empleados. ......................................................................... 55 
4.2.7. Registros tomados en zona de interés. .................................................................. 55 
4.2.8. Temperaturas reales. .............................................................................................. 55 
4.2.9. Cementación de tuberías de revestimiento. ........................................................... 56 
4.2.10. Hermeticidad del sistema y espacios anulares……………………………………...59 
4.2.11. Trayectoria direccional del pozo (gráfico)……………………………………………60 
4.3. Características de los intervalos programados. ............................................................... 61 
4.3.1. Características de los intervalos y fluidos esperados. ............................................ 61 
4.4. Diseño del intervalo 4650 – 4686. ................................................................................... 63 
4.4.1. Estado mecánico primer intervalo. .......................................................................... 63 
4.4.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 64 
4.4.3. Distribución del aparejo para el intervalo 4650 – 4680. ......................................... 65 
4.4.4. Distribución de tiempos de la terminación 1er intervalo. ........................................ 66 
4.4.5. Características del empacador. .............................................................................. 72 
4.4.6. Diseño de pistolas del primer intervalo. .................................................................. 72 
4.5. Diseño del intervalo 4398 – 4462. ................................................................................... 73 
4.5.1. Estado Mecánico segundo intervalo. ...................................................................... 73 
4.5.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 74 
4.5.3. Distribución del aparejo para el intervalo 4398 – 4462 m. ...................................... 75 
4.5.4. Distribución de tiempos de la terminación del 2do intervalo. .................................. 76 
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4.5.5. Características del empacador. .............................................................................. 81 
4.5.6. Diseño de pistolas del segundo intervalo. ............................................................... 81 
4.6. Diseño del tercer intervalo. .............................................................................................. 82 
4.6.1. Estado mecánico programado. ............................................................................... 82 
4.6.2. Lavado de pozo. ...................................................................................................... 83 
4.6.3. Distribución del aparejo para el intervalo. ............................................................... 84 
4.6.4. Distribución de tiempos de la terminación 3er intervalo. ........................................ 85 
4.6.5. Características del empacador. .............................................................................. 90 
4.6.6. Diseño de pistolas del tercer intervalo. ................................................................... 90 
4.7. Taponamiento. ................................................................................................................. 91 
4.7.1. Estado mecánico programado para el taponamiento. ............................................ 91 
4.7.2. Secuencia operativa de taponamiento. ................................................................... 92 
4.8. Diseño de estimulaciones. ............................................................................................... 93 
4.9. Conexiones superficiales de control. ............................................................................... 93 
4.9.1. Distribución de cabezales. ...................................................................................... 93 
4.9.2. Presiones de prueba. .............................................................................................. 93 
4.9.3. Conjunto de preventores. ........................................................................................ 94 
4.10. Requerimiento de equipos, materiales y servicios. ........................................................ 95 
4.10.1. Personal…………………………………………………………………………………95 
4.10.2. Equipos………………………………………………………………………………….95 
4.10.3. Materiales y servicios………………………………………………………………….95 
4.11. Costo estimado de la terminación…………………………………………………………...98 
4.11.1. Costo integral de la terminación…………………………………………………...…98 
4.12. Características del equipo para la intervención……………………………………………99 
4.12.1. Dimensiones y capacidad…………………………………………………………….99 
4.12.2. Componentes principales………………………………………………………….....99 
4.12.3. Grafico plataforma a/e Bill Jennings……………………………….....…………….100 
4.13. Seguridad y ecología………………………………………………………………………...101 
4.13.1. Medidas de seguridad y protección ambiental…………………………………….101 
4.13.2. Anexo “S”………………………………………………………………………………107 
4.13.3. Procedimientos operativos……………….………………………………………….109 
5. Conclusión ............................................................................................................................. 111 
6. Recomendaciones ................................................................................................................. 112 
7. Referencias ............................................................................................................................113 
 
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RESUMEN 
Al inicio del trabajo realizado debemos conocer el significado de la palabra 
terminación de un pozo, ya que de ello partiremos. Se mostraran algunos tipos de 
terminaciones (comunes) solo para que den una idea más clara de lo que se habla. 
Se mencionan algunos sistemas artificiales de producción ya que estos suelen ser 
muy importantes en la industria petrolera, solo se muestra una breve descripción 
del funcionamiento. 
Es importante mencionar que en todo diseño de una terminación debemos de tener 
claramente los pasos para poder llevar acabo. También se muestran los factores 
importantes que pudieran afectar el yacimiento y el pozo. Que formulas se ocupan 
para poder realizar un óptimo diseño de un aparejo de producción. 
Se explicará la función de una de las herramientas más importantes durante la 
terminación; los empacadores, cuya función es sellar la tubería de producción del 
espacio anular. 
En toda terminación convencional para el control del flujo del yacimiento el arreglo 
del aparejo de producción debe tener equipos especiales. Estos equipos son 
instalados por seguridad en el yacimiento o en la superficie (medio ambiente). A 
continuación se les describirá los elementos que se utilizan para la terminación 
convencional. Aunque algunos componente son esenciales en cualquier tipo de 
terminación. 
En todos los pozos es recomendable tener un sistema eficiente de producción los 
cuales como mínimo en su configuración son necesarios los niples, válvulas 
subsuperficiales y las camisas deslizables para hacer la operación de cambio de 
fluido de perforación a terminación. 
Las operaciones de disparos en la terminación de pozos petroleros son de suma 
importancia, ya que el diseño, elección, ejecución y operación de estas técnicas 
influyen en gran manera en la producción de hidrocarburos y por consecuencia en 
la vida productiva del pozo. Al paso de los años la investigación de nuevas técnicas 
y operaciones de disparos y el continuo desarrollo de nuevas tecnologías han 
contribuido a optimizar las terminaciones de pozos petroleros, en gran manera los 
avances en las técnicas de disparos permiten mejorar la producción de pozos 
obteniendo como resultados favorables, mayor tiempo de producción de los pozos 
y menos intervenciones. 
 
 
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ABSTRACT 
At the beginning of the work we must know the meaning of completion of a well, as it will 
leave. Some types of terminations (common) will be shown only to give a clearer picture of 
what is spoken idea. Some artificial production systems as these are usually very important 
in the oil industry are mentioned, only a brief description of the operation is displayed. 
Is worth noting that all completion design must clearly take the steps to carry out. Important 
factors that could affect the reservoir and the well are also shown. That deal formulas to 
perform an optimal design of a production rig. 
The function of one of the most important tools for the completion is explained; packers, 
which function is to seal the tubing annulus. 
In all conventional completion to control the flow reservoir under production rig must have 
special equipment. These equipments are installed by security at the site or at the surface 
(environment). Then they describe the elements used for conventional completion. Though 
some components are essential in any type of termination. 
In all wells is recommended to have an efficient system of production in which at least are 
necessary configuration nipples, subsurface valves and sliding sleeves to make the change 
operation drilling fluid to completion. 
Perforating  in  oil  well  completion  are  important  because  the  design,  choice, 
implementation  and  operation  of  these  techniques  greatly  influence  the  production  of 
hydrocarbons and consequently the  life of the well. Over  the years the research of new 
techniques  and  perforating  and  continued  development  of  new  technologies  have 
contributed to optimize oil well completions, greatly advances in perforating can improve 
production  wells  obtaining  as  results  favorable,  longer  production  wells  and  fewer 
interventions. 
 
 
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INTRODUCCIÓN 
Tempranamente en el desarrollo de la industria petrolera, la terminación de pozos 
frecuentemente consistía simplemente en asegurar una tubería roscable de 7”, en 
un inicio esta tubería también se utilizaba para perforar. Esto hacia que muchas 
veces el pozo no fluyera de manera inmediata o tenía problemas para producir 
grandes cantidades de aceite, lo que causaba que el pozo fuera abandonado o 
alcanzara su límite económico muy temprano. 
Más adelante en el tiempo, los procedimientos de terminación de pozos fueron 
desarrollados con base a mayor conocimiento del subsuelo, nuevas tecnologías y 
a una industria creciente en todo el mundo, estos nuevos métodos solucionaban 
algunos de los problemas que tenían la terminación en agujero descubierto o una 
tubería ranurada. Cada nuevo método usado correctamente bajo sus propias 
premisas, disminuía los costos de desarrollo y de operación del pozo, afectando 
positivamente en el potencial del pozo y su vida productiva. 
Como resultado de la experiencia, la investigación, y el desarrollo, la terminación 
de pozos se ha convertido en una refinada técnica que resulta en una mayor 
cantidad de aceite y gas en una manera más eficiente. 
Actualmente el costo de las tuberías representa un alto porcentaje de la inversión 
total del pozo, se tienen estimaciones de que varía del 15% al 30% del costo total 
del pozo. Por lo que se debe definir y optimizar el diámetro y grosor de las tuberías 
que irán en el pozo. Deben ser lo suficientemente resistentes como para soportar 
las cargas y esfuerzos a los que estarán sometidas, pero no ser tan robustas 
como para que representen un gasto innecesario o se reduzca demasiado el 
diámetro interno. 
 
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Año Acontecimiento 
1850 Primero métodos rudimentarios de perforación, se utilizaban máquinas 
de vapor y la perforación por percusión. 
1861 Registra primer desastre de un pozo petrolero registrado, ocurrió en 
Pensilvania, E.U. 
 
1863 Se utiliza por primera vez juntas de casing enroscadas. 
 
1880 Se inicia la estandarización de tuberías enroscadas. 
 
1882 Se crean las empacaduras de sellos. 
 
1890 Primer programa intensivo de tubería de revestimiento. 
 
1895 Henry Ford crea el primer automóvil comercial con motor de combustión 
interna. 
1905 Primera cementación para tubería de revestimiento. 
 
1910 Tubería de perforación se utiliza por primera vez. 
 
1911 Primer producto para levantamiento por gas (gas-lift). 
 
1922 Primera aplicación de herramienta de registro. 
 
1925 API se preocupa por el control y la calidad de roscas. 
 
1926 Se utiliza la primera bomba electro sumergible. 
 
1930 Se alcanzan más de 10,000 ft. de profundidad en pozos. 
 
1933 Primer trabajo con disparos. 
 
1943 Primera terminación costa fuera (off-shore). 
 
1958 Se desarrollan técnicas de reparaciones. 
 
1958 Primera SSSV (Subsurface Safety Valve) de asentamiento de línea de 
acero Surface-Controlled. 
1960 Se crean los registros de cementación. 
 
1963 Primer trabajo con Tubería Flexible (TF). 
 
1967 Desarrollo del primer monitoreo de data computarizado. 
 
Tabla 1. Tabla de Tiempos 
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CAPITULO I 
1. TRASCENDENCIA DE LA PERFORACIÓN DEL POZO EN SU 
TERMINACIÓN.Para realizar una terminación óptima de un pozo es necesario disponer de toda la 
información disponible, recopilada durante su perforación. 
La información almacenada durante la perforación comprende las características 
de la columna geológica atravesada por la barrena, además de contenido, 
características y la distribución de los fluidos. 
 
1.1 DETERMINACIÓN DE LA COLUMNA GEOLÓGICA Y CARACTERÍSTICAS 
DE LAS FORMACIONES ATRAVESADAS. 
Para obtener este tipo de información existen métodos directos e indirectos. 
Se obtienen de forma directa de mediante: 
 Muestras de canal. 
 Cortes de núcleo. 
 Pruebas de formación. 
 Datos sobre gasificaciones y pérdidas de circulación observadas 
durante la perforación. 
Entre los medios que proporcionan información indirecta son los registros 
geofísicos. 
Esta información permite realizar una buena terminación, lo cual reanudara en una 
mayor producción y recuperación de hidrocarburos. 
En pozos exploratorios es conveniente procurar obtener la mayor información, ya 
que el área es desconocida. Para pozos de desarrollo no es necesario obtener 
tanta información. 
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La información que proporcionan los métodos así como los indirectos es la 
siguiente: 
1. Características petrofísicas de las formaciones atravesadas por la barrena. 
 
 Composición mineralógica y contenido de fósiles. 
 Porosidad. 
 Permeabilidad. 
 Presión Capilar. 
 Edad Geológica. 
 
2. Características de los fluidos contenidos en las formaciones. 
 
 Composición. 
 Saturaciones. 
 Viscosidades. 
 Densidades. 
 Condiciones de Yacimiento (Presión y Temperatura). 
 Contenido de H2S y CO2 
 Contenido de Asfáltenos. 
 
Esta información permite prever el comportamiento del pozo durante su 
explotación. 
 
 
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1.2 MUESTRAS DE CANAL Y CORTE DE NÚCLEOS. 
1.2.1 Muestras De Canal 
Son los fragmentos de roca cortados por la barrena, y son sacados a la superficie 
por la circulación de un fluido. Este fluido es bombeado por el interior de la tubería 
de perforación y sale por las toberas limpiando el fondo del pozo acarreando todos 
estos fragmentos (detritos), retornando por el espacio anular hasta la superficie en 
donde se toman las muestras más grandes para su análisis. 
Estas muestras proporcionan poca información debido a que son muestras muy 
pequeñas y además están contaminadas por el fluido de perforación, por lo que no 
son representativas de las existentes en la formación. 
1.2.2 Cortes De Núcleo 
Los núcleos son fragmentos de roca relativamente grandes que son cortados por 
barrenas especiales. 
Un núcleo proporcionara mayor información sobre la litología y el contenido de 
fluidos, siempre y cuando no este contaminado; para evitar esta contaminación se 
utilizan lodos especiales y, al recuperarlo en superficie, es necesario mantenerlo 
en un manga protectora para preservarlo y llevarlo al laboratorio para su análisis. 
 
1.3 PERDIDAS DE CIRCULACIÓN Y GASIFICACIONES. 
1.3.1 Perdidas De Circulación. 
Las pérdidas de circulación se definen como la pérdida total o parcial del fluido de 
control hacia una formación muy permeable. Este problema es muy común en la 
perforación de pozos y se manifiesta cuando por el espacio anular no retorna parte 
o todo el lodo bombeado por la tubería de perforación. Esto se detecta observando 
el nivel de las presas de lodo. 
 
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Las pérdidas de circulación aumentan el costo de perforación, pues al costo del 
fluido y el de los obturantes empleados, debe añadirse el tiempo del equipo sin 
perforar además de los problemas que acompaña la perdida de circulación como: 
pegaduras de tuberías, reventones, desviaciones del agujero, daño a la formación 
permeable o hasta el abandono del mismo pozo. 
Las causas más comunes son: 
 Causas naturales: son aquellas que no tienen control humano, como 
presencia de cavernas o fracturas en la formación. 
 Causas inducidas: son todas aquellas que fueron provocadas por la 
intervención del hombre, como bajar la tubería de perforación o 
revestimiento en forma muy rápida, lo cual se genera un 
represionamiento, que puede fracturar la formación. 
Existen distintos métodos para controlar la perdida de circulación. Como cada 
problema de circulación es diferente, se requiere el análisis individual ya que no 
existen soluciones genéricas. 
Los métodos más comunes para controlas las pérdidas son: 
1. Método de la perforación ciega. 
2. Métodos de disminución de densidad. 
3. Método de tiempo de espera. 
4. Método de colocación de baches y tapones. 
1.3.2 Gasificaciones 
La gasificaciones consiste en la contaminación del lodo de perforación por un flujo 
de gas (pocas veces con aceite), que sale de la formación hacia el pozo, 
provocando una presión diferencial a favor de la formación productora (la presión 
de la formación es mayor a la presión hidrostática), Esta contaminación del lodo 
por el gas provoca una disminución en la densidad del lodo y por lo tanto en la 
presión hidrostática. 
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Una causa de las gasificaciones en los pozos durante la perforación es la 
disminución de la densidad del lodo que origina una presión hidrostática incapaz 
de contener la presión ejercida por los fluidos de la formación. Esta reducción de 
la densidad puede ser causada por algún contaminante. 
Otra causa muy común es el efecto de succión que se origina cuando se extrae la 
tubería de forma muy rápida. 
La forma de controlar el problema de gasificación es aumentando la presión 
hidrostática, y para lograr esto se eleva la densidad del lodo o se llena el pozo de 
lodo si es que el nivel está bajo. 
Estos problemas de gasificación son muy comunes durante la perforación de pozos 
petroleros, pero en especial en los pozos de tipo exploratorio, en donde no se tiene 
información precisa sobre la columna geológica que se está perforando. 
 
1.4 PRUEBAS DE FORMACIÓN Y PRODUCCIÓN. 
1.4.1 Pruebas De Formación. 
El análisis de núcleos en el laboratorio y la interpretación de registros geofísicos 
proporcionan información sobre las características de las diferentes formaciones 
atravesadas por la barrena y de los fluidos contenidos; pero no sobre el 
comportamiento de estos fluidos. Para obtener esta información es necesario hacer 
una prueba de formación. La prueba de formación consiste en hacer una 
terminación temporal del pozo y de esta manera provocar que la formación se 
manifieste. Para lograr esto es necesario crear una presión diferencial a favor de 
la formación y para crear esta presión diferencial se necesita aislar la formación 
que se va a probar, suprimiendo la presión hidrostática. Para aislar la formación a 
probar se utiliza un empacador o tapón especial quedando en comunicación la 
formación con la superficie, por lo que actuara solo en ella la presión atmosférica, 
la cual permite que lo fluidos de la formación fluyan hacia el pozo y posteriormente 
hacia la superficie. El objetivo de la pruebas de formación es crear las condiciones 
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favorables para que fluya la formación productora y de esta manera obtener 
información sobre el comportamiento de los fluidos. 
Con esta información y con la anteriormente obtenida, se evalúa la capacidad de 
producción de dicha formación para determinar si es comercialmente factible su 
explotación. 
1.4.2 Pruebas De Producción. 
Las pruebas de producción se realizan en la terminación delpozo, tanto en agujero 
descubierto como en agujero entubado, generalmente se realizan en agujeros 
revestidos por lo tanto se efectúan disparos con pistolas especiales para perforar 
dicha tubería de revestimiento y poner en comunicación al pozo con la formación 
productora. 
Algunas consideraciones para realizar la prueba de producción son: 
1. Revisar el equipo probador y las conexiones superficiales de control. 
2. Utilizar un colchón de agua como contrapresión. 
3. Anclar el empacador en una formación firme. 
4. Realizar la prueba durante el día. 
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CAPITULO II 
2. ACCESORIOS Y HERRAMIENTAS PARA LA TERMINACIÓN 
2.1 Tubería de Producción. 
En la actualidad y desde hace varias décadas, se descubrió que la utilización de 
una tubería de un diámetro más pequeño y uniforme favorece en gran medida la 
producción de un pozo. 
Dentro del pozo su composición en básicamente la tubería de revestimiento 
(Casing) y la tubería de producción (tubing). 
La tubería de producción, es la tubería a través de la cual se conducen los fluidos 
desde el yacimiento hacia las instalaciones superficiales. La tubería completa se 
compone de secciones de tubo de aproximadamente 30 pies de longitud, unidos a 
través de conexiones roscadas que pueden ser de distintos tipos: 
 Premium 
 Api 
Esta tubería, deberá soportar condiciones corrosivas, de los fluidos provenientes 
de la formación productora, así como las temperaturas y presiones de los fluidos a 
los que se encuentre expuesta a lo largo de todo el pozo. Debido a estos factores 
se debe diseñar una tubería lo suficientemente resistente para soportar las 
inclemencias, pero no ser excesivamente costosa. 
El diseño final de la tubería tendrá que considerar entre otras cosas estos 
principales objetivos: 
 Diámetro necesario para la producción óptima. 
 Peso métrico adecuado, el grado de acero y las conexiones para 
asegurar integridad en servicio. 
 Certeza sobre las máximas cargas esperadas y los valores máximos 
admisibles de resistencia de la instalación. 
 
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Una vez teniendo claro estos puntos se deben determinar el proceso para la 
selección correcta de la tubería que formará la tubería de producción, pero bajo 
ciertos conceptos de diseño como lo son: 
 Presión interna 
 Colapso 
 Esfuerzo Multi-axial 
 Axial 
 Tensión. 
 Correcta definición de las condiciones de carga. 
 Correcta especificación de la resistencia de los tubulares y las conexiones. 
 Predicción del posible deterioro con el tiempo y su influencia en la 
resistencia de la tubería. 
A continuación se presenta una serie de accesorios que junto con la tubería de 
producción se instalan en diferentes partes del pozo, estos accesorios cumplen 
diversas funciones que ayudan tanto a optimizar la producción como a brindar 
medidas de cierre de seguridad en caso de emergencia. 
2.2 Accesorios. 
2.2.1 Empacadores. 
Los empacadores a menudo son considerados como el equipo subsuperficial más 
importante de la sarta de producción o de inyección. Los tipos de empacadores de 
producción varían grandemente y son diseñados o configurados para cumplir con 
condiciones específicas del pozo o del yacimiento, tales como configuraciones 
simples o múltiples para terminaciones simples, duales o triples con una o más 
sartas. 
Entre sus funciones principales se encuentran el aislamiento del espacio anular, 
anclaje de fondo, protección de la sarta de revestimiento, control de seguridad en 
el fondo del pozo, separación de zonas, auxiliar en el levantamiento artificial, 
estimulación y reparación. A continuación se describen un poco más en qué 
manera el empacador ayuda en estas tareas. 
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 El aislamiento del espacio anular. La función principal del empacador es 
la de proveer un aislamiento del espacio anular entre la sarta de producción 
y el revestimiento o Liner instalado. Este sello será una barrera compatible 
con los fluidos de la formación y del pozo. Una vez que se ha aislado la 
sarta de producción; las condiciones hidráulicas del mejoraran el flujo de los 
fluidos producidos por el pozo. 
Por otro lado permite la instalación de otras barreras de seguridad tales 
como válvulas o tapones recuperables. Permitir el uso del espacio anular 
como un conducto independiente da lugar a la instalación de herramientas 
que mejoraran tanto la producción como la seguridad del pozo, una gran 
gama de herramientas se han diseñado para funcionar en el espacio anular 
de un pozo, siempre que este lo permita debido a sus dimensiones. 
 
 Auxiliar en el levantamiento artificial. Los sistemas de levantamiento 
artificial utilizan a menudo un conducto distinto para la inyección de gas, 
por lo que es necesario tener un espacio anular aislado con un empacador 
para trabajar. 
 
 Estimulación del yacimiento. Las propiedades del yacimiento que 
favorecen la producción de fluidos se pueden mejorar con trabajos de 
acidificación, fracturamiento hidráulico, inyección de vapor. Para ello se 
requiere de la instalación de empacadores especiales en el subsuelo que 
aíslen las zonas de interés de las restantes intervalos abiertos y permitan 
efectuar tratamientos selectivos.  
 
 Trabajos de reparación y remedio. Los daños mecánicos o pérdidas de 
integridad hidráulica del revestimiento se pueden reparar con la apropiada 
instalación de empacadores en los extremos de una camisa o parche 
superpuesta al intervalo dañado. Igualmente se pueden efectuar trabajos 
de reparación a cementaciones primarias defectuosas con la instalación de 
empacadores y retenedores para inyección forzada de cemento a través 
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de perforaciones en el revestimiento. La sarta de producción se puede 
retirar del agujero para revisión o reparación si se han instalado los equipos 
y accesorios adecuados en combinación con los empacadores 
permanentes asentados dentro del agujero revestido. 
 
 Anclaje de fondo. Esta función no es menos importante que la de formar 
una barrera impermeable en el espacio anular, significa que el empacador 
es la forma en la que se provee un anclaje inferior de la sarta de producción, 
brindando de estabilidad a la tubería. 
 
 Protección de la sarta de revestimiento. En la mayoría de los pozos 
las sartas de revestimiento o de Liner son componentes permanentes 
de la terminación del pozo. Dado que los procedimientos de reemplazo o 
de reparación del revestimiento son complejos y costosos, se han diseñado 
sistemas (con el uso de empacadores) para proteger dichas sartas de 
daños por diferenciales de presión o condición corrosiva de los fluidos que 
las contactan. El conjunto de empacador y sarta de tubería interna (tubing) 
es típicamente más fácil de reparar y/o de reemplazar que los revestimiento 
o Liners. 
 
 Control de seguridad en el fondo del pozo. Los empacadores 
proporcionan un medio seguro para aislar los fluidos que se encuentran a 
alta presión en el yacimiento, tales presiones se pueden controlar por 
medio de válvulas de seguridad en el subsuelo que se instalan en la sarta 
de producción conectada al empacador. De esta manera se permite 
también algún tipo de control de presiones en el cabezal del pozo. Si se 
corre por dentro de la sarta un tapón temporal y se instala sobre el 
empacador, se pueden llevar a cabo trabajos de reparación mecánica, 
estimulación o remedio del yacimiento por encima del empacador con un 
alto grado de seguridad. 
 
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 Separación de zonas. En terminaciones múltiples se hace necesaria la 
separación de las diferentes zonas de interés. Cada zona productiva debe 
ser aislada y ello se logra con el uso de un empacador. Con frecuencia se 
encuentran zonas de alta y baja presión que debe aislarse con empacadores 
para evitar la ocurrencia de flujo cruzado de los fluidos del subsuelo. 
 
 
Fig. 1 Localización del Empacador. 
 
2.2.1.1 Tipos de Empacadores. 
Existen varios tipos de empacadores, la selección de cuál será el empacador a 
usar en cada pozo depende de varios aspectos, como pueden ser: tipo de fluido a 
producir, geometría del pozo, costo, intervenciones futuras, riesgo del pozo, 
presiones y temperaturas, solo por mencionar algunos. 
El empacador en sí, es un conjunto de varios mecanismos que actúan 
conjuntamente, para permitir que el empacador sea anclado o desanclado, así 
como poseer una o más secciones de un elastómero que impida el flujo tanto en 
las uniones del empacador con la tubería de revestimiento así como entre la 
tubería de producción y el empacador, en general estos accesorios son: 
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 Extensión pulida: Es una extensión pulida del área del cuerpo del 
empacador que sirve para sellar en conjunto con los sellos multi-v e impedir 
el flujo entre el empacador y el aparejo de producción. 
 
 Niple de asiento: Es un accesorio que permite alojar dispositivos de 
control de flujo tales como: tapones, estranguladores de fondo, válvulas 
de contrapresión, etc. 
 
 Juntas de expansión: Estas absorben las contracciones y elongaciones 
de la tubería de producción causadas por inducciones, estimulaciones, 
fracturamientos, pruebas de admisión, así como el efecto del flujo de los 
fluidos producidos. 
 
 Sellos Multi-V: Forman un sello entre la tubería de producción y el 
empacador aun cuando el aparejo se mueva debido a los efectos 
contracción y elongación. 
 
 Zapata guía: Accesorio que facilita la entrada de los sellos multi-v en el 
receptáculo pulido del empacador. 
 
 Tope localizador: Permite localizar al empacador durante la 
introducción del aparejo de producción, además evita la entrada de la 
tubería en el área pulida del empacador. 
 
 Conos y cuñas: Permiten el anclaje a la tubería de revestimiento por 
medio de la expansión de las cuñas, los conos son los que fuerzan la 
expansión de las cuñas introduciéndose por debajo de estas. 
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Fig. 2 Partes de un Empacador. 
 
 Empacadores Recuperables. 
Este tipo de empacadores como su nombre lo indica se pueden recuperar, 
es decir que se desanclan de la tubería de revestimiento y salen junto con la 
tubería de producción, el proceso para desanclarlo es por lo general con línea 
de acero o con manipulación de la tubería desde la superficie. 
Los empacadores recuperables se prefieren por lo general bajo las siguientes 
condiciones: 
 Cuando la vida de la terminación se espera que sea relativamente corta 
bien sea por retiro y reemplazo del aparejo de producción o por el 
abandono del pozo. 
 Para ejecutar operaciones de reparación, estimulación o remedio que 
requieran el retiro de la sarta de producción. 
 Cuando se planea la instalación de una completación para terminación 
en múltiples zonas 
 Si las condiciones del pozo y de los fluidos del yacimiento son 
relativamente hostiles, tales como ambientes de alta presión, alta 
temperatura, presencia de H2S, etc. 
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 Empacador Recuperable de Asentamiento Mecánico. 
Los empacadores mecánicos son asentados y liberados con movimientos de 
la sarta de tubería a la que están conectados. Típicamente se necesita de 
rotación y aplicación de peso o tensión para su afianzamiento en la tubería de 
revestimiento. Se pueden liberar y volver a asentar en otro punto en el pozo 
sin tener qué ser retirados del agujero para re-instalación. 
Son los más utilizados en el campo petrolero y con frecuencia se aplican 
cuando se tienen las siguientes condiciones generales: 
 Profundidades someras a mediana. 
 Presiones bajas a moderadas. 
 Pozos rectos o ligeramente desviados. 
Se clasifican en tres tipos de empacadores mecánicos de acuerdo a su método 
de asentamiento: 
 Asentamiento con Peso. 
 Asentamiento con Tensión. 
 Asentamiento Bi-direccional. 
Para prevenir el asentamiento accidental o fallas del empacador (en la 
conexión mecánica o en el sello hidráulico), es necesario colocar la cantidad 
adecuada de tensión o de compresión sobre el mismo. Asimismo, se 
deben anticipar los cambios futuros en las condiciones de temperatura y 
presión en el subsuelo que puedan inducir esfuerzos que superen los límites 
operacionales del empacador o de la tubería. 
 Empacadores de Asentamiento Hidráulico. 
Los empacadores hidráulicos o de asentamiento hidrostático se anclan en 
la posición deseada sin movimientos o manipulaciones de la sarta a la que 
están conectados. Una vez posicionados en la profundidad programada, 
se aplica presión al interior de la tubería desde la superficie para permitir la 
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activación del sistema de cuñas y de los elementos sellantes. Por lo general 
se requiere de un tapón temporal o de una esfera que es lanzada desde la 
superficie, se asienta en un receptáculo pre-instalado en el empacador. El 
tapón temporal o la esfera sellan las formaciones debajo del empacador y 
permiten que se acumule la suficiente presión inyectada desde la superficie 
para el asentamiento del empacador contra la tubería de revestimiento. 
El asentamiento se lleva a cabo cuando la presión impuesta al interior de la 
sarta vence los seguros del sistema de cuñas y las empuja radialmente contra 
la pared interior del revestimiento a la vez que se expanden los elementos 
sellantes de material elastomérico envolventes del empacador. 
El empacador se puede liberar una sola vez dando vueltas a la sarta desde la 
superficie o simplemente levantando la misma, dependiendo del tipo y modelo 
de empacador. 
El taponamiento temporal de la sarta de tubería para efectuar el asentamiento 
del empacador, se puede llevar a cabo de varias maneras: 
 Con un tapón positivo pre-instalado en un niple silla o lanzado desde 
la superficie. 
 Con un tapón bombeado a través de la sarta. 
 Con una esfera lanzada o bombeada por el interior de la sarta hasta 
que aterrice en una niple de asentamiento pre-instalado. 
 Con una válvula estacionaria o de retención (standing valve). 
Aplicaciones de los empacadores hidráulicos. Los empacadores 
hidráulicos son preferidos generalmente bajo las siguientes condiciones: 
 Para terminaciones simples de mediana a alta presión, con una sola 
sarta. 
 Para terminaciones duales convencionales (dos sartas). 
 Para terminaciones simples selectivas (con zonas alternas). 
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 Cuando no sea posible la rotación o movimiento de la sarta de tubería 
de producción o inyección. 
 Para yacimientos en los que se anticipan trabajos pesados de 
estimulación o reparación. 
 
 Empacadores Permanentes 
Este tipo de empacadores una vez anclados no se pueden mover de lugar, este 
tipo de empacadores por lo general soportan mayores presiones, pero el 
inconveniente es que para que sea retirado, se tiene que efectuar una 
operación de molienda de empacador; la cual implica bajar la barrena y 
literalmentemoler el empacador hasta el punto en el cual las cuñas que lo 
sujetaban se sueltan, es entonces cuando se procede una operación de pesca 
para remover los restos. 
Los empacadores permanentes se llevan a la profundidad y se asientan en el 
revestimiento con alguno de los siguientes procedimientos: 
 Aplicación de presión hidráulica inyectada desde la superficie a través 
de la sarta de producción o de trabajo. 
 Asentamiento mecánico con movimientos de la sarta (rotación, 
peso, tensión). 
 Asentamiento con cable: señal eléctrica enviada desde la superficie 
a través de un cable monoconductor para accionar un pistón en 
la herramienta asentadora conectada al empacador. 
El mecanismo de asentamiento tendrá influencia sobre la selección de 
otras herramientas y accesorios para la instalación del aparejo. 
El asentamiento con cable eléctrico permite un posicionamiento preciso y mejor 
correlación con el agujero o las formaciones del yacimiento. 
 
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2.2.2 Válvulas de circulación. 
La principal función de las válvulas de circulación consiste en brindar un medio de 
comunicación entre el espacio anular y el interior de la tubería de producción. 
Este accesorio cuenta con la posibilidad de cierre, y se ha vuelto de gran 
importancia al grado de que la gran mayoría de los pozos posean esta 
herramienta, la válvula de circulación facilita la operación de lavado y el control de 
un pozo, así como operaciones de pesca. 
Se coloca en la sarta de producción justo por encima del empacador, existen dos 
tipos de válvulas de circulación y ambos tipos permiten el cierre o apertura de la 
comunicación entre el espacio anular y la tubería de producción, mediante 
operaciones con línea de acero. 
 
Tabla. 2 Clasificación de Válvulas de Circulación. 
 
2.2.2.1 Tipo Mandril De Bolsillo. 
Su forma es ovoide, con conexiones en caja en ambos extremos y, en el cuerpo, 
a un tercio de su parte inferior tiene unas ranuras que sirven como orificios de 
circulación. 
Por su interior cuenta con un bolsillo o receptáculo donde se aloja un obturador 
que puede ser de varios tipos, operando con línea acerada para efectuar el cierre 
del mandril. 
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En otro caso, en el bolsillo pueden alojarse válvulas de inyección de gas, utilizando 
varios mandriles en el aparejo de producción. 
 
Fig. 4 Válvula se Circulación Tipo Mandril. 
 
2.2.2.2 Tipo Camisa Deslizable 
Tiene una pieza móvil en su parte interior denominada “camisa”, cuya función es 
abrir o cerrar los orificios de circulación. Este tipo de válvulas pueden 
diseñarse con niple de asiento o sin él. Los orificios son en forma ranurada e 
integrado a la camisa, tiene el conjunto de sellos vulcanizados. Para abrirla se 
opera hacia arriba; para cerrarla hacia abajo; operando con equipo y línea de 
acero. Debajo de la conexión superior tiene el perfil (asiento) para recibir algún 
dispositivo de control. 
 Con Niple de asiento: Están maquinados para recibir accesorios con el 
equipo de línea de acero tales como: válvula de retención, separador de 
flujo y estrangulador lateral en caso de presentar dificultad para cerrar. 
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Es factible colocar en un aparejo varias camisas, seleccionando 
adecuadamente los niples de asiento de cada una de ellas para evitar 
obstrucciones en las operaciones del equipo de línea de acero. 
 Sin Niple de asiento: Tiene el mismo diámetro interior que la tubería de 
producción por lo cual se puede colocar varias válvulas de este tipo en una 
misma sarta. 
Las válvulas de circulación tipo camisa deslizable son de mayor empleo 
sobre las tipo mandril, ya que su diámetro uniforme y exterior que el cople 
de la tubería de producción facilita su recuperación en caso de pesca. 
Además aún si se introduce invertida se puede abrir o cerrar. 
 
Fig. 5 Válvulas de Circulación Tipo camisa deslizable (Arriba) y Tipo 
Mandril (abajo). 
2.2.3 Válvula De Seguridad (Tormenta). 
Estos dispositivos están diseñados para cerrar un pozo en caso de una 
emergencia. Se pueden clasificar en dos tipos: 
 Auto-controlada: Este tipo de válvula va colocada entre la válvula lateral y 
él porta-estrangulador. Se accionan cuando se tienen cambios en la 
presión, temperatura o velocidad en el sistema de flujo. 
 
 Controladas desde la superficie: Se les da el nombre de “válvulas de 
tormenta” y se usan generalmente en pozos marinos donde el control es 
más difícil y en zonas donde el mal tiempo es frecuente. Este tipo de 
dispositivo se instala en la tubería de producción; la válvula de tormenta se 
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encuentra abierta cuando el pozo está operando normalmente y se cierra 
cuando existe algún daño en el equipo superficial de producción, cuando el 
pozo permite un gasto mayor a un cierto valor predeterminado o la presión 
de la TP cae por debajo de cierto valor. 
 
Originalmente las “válvulas de tormenta” fueron usadas en localizaciones marinas 
o lugares muy alejados, pero es recomendable su uso en cualquier situación 
donde hay posibilidades de que el árbol de válvulas sufra algún daño. Existen 
diferentes tipos de válvula de tormenta. Todas pueden ser colocadas y 
recuperadas con línea de acero. Algunas pueden ser asentadas en niples 
especiales y otras se adhieren a la TP mediante cuñas en cualquier punto. 
Algunos modelos cierran cuando la presión del pozo excede a cierto valor y otros 
cuando la presión se encuentra por debajo de un valor determinado. 
Además se requiere del uso de una válvula controlada desde la superficie que 
mantenga represionada a la cámara, la presión se transmite por una tubería de 
diámetro reducido que se encuentra en el exterior de la T.P. 
 
Fig. 6 Válvula de Tormenta. 
 
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2.2.4 Árbol de válvulas 
El árbol de válvulas es un equipo conectado a las tuberías de revestimiento en la 
parte superior, que a la vez que las sostiene, proporciona un sello entre ellas y 
permite controlar la producción del pozo. 
Por lo general el árbol de válvulas se conecta a la cabeza del pozo; la cual es 
capaz de soportar la TR, resistiendo cualquier presión que exista en el pozo. 
El equipo instalado en la plataforma de un pozo productor de aceite es el 
siguiente: 
 Cabezales de tubería de revestimiento. Son partes de la instalación que 
sirven para soportar las tuberías de revestimiento y proporcionar un 
sello entre las mismas. Pueden ser cabezal inferior y cabezales 
intermedios. 
El cabezal inferior, es un alojamiento conectado a la parte superior de la 
tubería superficial. Está compuesto de una concavidad (nido) para alojar el 
colgador de tubería de revestimiento (adecuado para soportar la 
siguiente TR); una brida superior para instalar preventores, un cabezal 
intermedio o un cabezal de tubería de producción y una conexión inferior, 
la cual puede ser una rosca hembra, una rosca macho o una pieza 
soldable, para conectarse con la tubería de revestimiento superficial. 
El cabezal intermedio, puede ser tipo carrete o un alojamiento que se 
conecta a la brida superior del cabezal subyacente y proporciona un medio 
para soportar la siguiente tubería de revestimiento y sellar el espacio anular 
entre esta y la anterior. Está compuesto de una brida inferior, una o dos 
salidas laterales y una brida superior con una concavidad o nido. 
 Colgador de tubería de revestimiento, es una herramientaque se asienta 
en el nido de un cabezal de tubería de revestimiento inferior o intermedio 
para soportar la tubería y proporcionar un sello. Entre ésta y el nido. 
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El tamaño de un colgador se determina por el diámetro exterior nominal, el 
cual es el mismo que el tamaño nominal de la brida superior del cabezal 
donde se aloja. Su diámetro interior es igual al diámetro exterior nominal de 
la TR que soportara. 
 Cabezal de tubería de producción, es una pieza tipo carrete o un 
alojamiento que se instala en la brida superior del cabezal de la última TR. 
Sirve para soportar la TP y proporcionar un sello entre esta y la tubería 
de revestimiento. Está constituido por una brida inferior, una o dos salidas 
laterales y una brida superior con una concavidad o nido. 
 
 Colgador de tubería de producción, se usa para proporcionar un sello 
entre la TP y el cabezal de la TP. Se coloca alrededor de la tubería de 
producción, se introduce en el nido y puede asegurarse por medio del 
candado del colgador. 
El peso de la tubería puede soportarse temporalmente con el colgador, 
pero el soporte permanente se proporciona roscando el extremo de la 
tubería con la brida adaptadora que se coloca en la parte superior del 
cabezal. Entonces el colgador actúa únicamente como sello. 
 Árbol de válvulas, es un conjunto de conexiones, válvulas y otros 
accesorios con el propósito de controlar la producción y dar acceso a la 
tubería de producción. El elemento que está en contacto con la sarta de la 
TP es la brida o un bonete. Existen diferentes diseños, todos tienen la 
particularidad de que se unen al cabezal de la TP usando un anillo de 
metal como sello. Los tipos principales difieren en la conexión que tienen 
con la válvula maestra, la cual puede ser mediante rosca o con brida. Las 
válvulas del medio árbol se fabrican de acero de alta resistencia. 
Generalmente son válvulas de compuerta o de tapón, bridas o roscable. 
 
 
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 La válvula maestra, es la que controla todo el sistema con capacidad 
suficiente para soportar las presiones máximas del pozo. Debe ser del tipo 
de apertura máxima, con un claro (paso) igual o mayor al diámetro interior 
de la TP; para permitir el paso de diferentes herramientas, tales como los 
empacadores, pistolas para disparos de producción, etc. En pozos de alta 
presión se usan dos válvulas maestras conectadas en serie. 
A continuación de la válvula maestra se encuentra la conexión en cruz que 
sirve para bifurcar el flujo a los lados, provista de válvulas para su operación. 
A cada lado de la conexión están las válvulas laterales. Estas pueden ser 
del tipo de apertura restringida, con un diámetro nominal un poco menor al 
de la válvula maestra, sin que esto cause una caída de presión apreciable. 
 La válvula superior (porta manómetro), se localiza en la parte superior y 
sirve para controlar el registro de presiones leyéndose, cuando sea 
necesario, la presión de pozo cerrado y la de flujo a boca de pozo. 
Asimismo, la válvula superior sirve para efectuar operaciones posteriores 
a la terminación, tales como: desparafinamiento, registro de presiones de 
fondo fluyendo y cerrado, disparos, etc. En operaciones que no se requiere 
interrumpir el flujo, se cierra la válvula y se coloca un lubricador para 
trabajar con presión; introduciendo en el cuerpo de éste las herramientas 
necesarias abriendo la válvula porta manómetro para permitir su paso. 
 
 Válvula de contrapresión o de retención (check), se encuentra instalada 
en el colgador de la tubería de producción o en el bonete del medio 
árbol, que sirve para obturar el agujero en la TP cuando se retira el 
preventor y se va a colocar el medio árbol. Una vez que se conecta este 
último con el cabezal de la TP, la válvula de contrapresión puede ser 
recuperada con un lubricador. Se puede establecer comunicación con 
la TP, si fuese necesario, a través de la válvula de contrapresión. De los 
diseños actuales, unos se instalan mediante rosca y otros con seguro de 
resorte (candado de expansión). 
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2.2.4.1 Tipos De Estranguladores. 
Los estranguladores, orificios o reductores, no son otra cosa que un 
estrechamiento en las tuberías de flujo para restringir el flujo y aplicar una 
contrapresión al pozo. Los estranguladores sirven para controlar la presión de los 
pozos, regulando la producción de aceite y gas o para controlar la invasión de 
agua o arena. En ocasiones sirve para regular la parafina, ya que reduce los 
cambios de temperatura; así mismo ayuda a conservar la energía del yacimiento, 
asegurando una declinación más lenta de los pozos, aumentando la recuperación 
total y la vida fluyente. El estrangulador se instala en el cabezal del pozo, en un 
múltiple de distribución, o en el fondo de la tubería de producción. 
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De acuerdo con el diseño de cada fabricante, los estranguladores presentan 
ciertas características, cuya descripción la proporcionan en diversos manuales, 
sin embargo se pueden clasificar como se indica a continuación: 
Estranguladores Superficiales. 
 Estrangulador Positivo. Están diseñados de tal forma que los 
orificios van alojados en un receptáculo fijo (porta -estrangulador), 
del que deben ser extraídos para cambiar su diámetro. El uso en la 
industria es amplio por su bajo costo y fácil aplicación. 
 Estrangulador ajustable. En este tipo, se puede modificar el 
diámetro del orificio, sin retirarlo de la porta-estrangulador que lo 
contiene, mediante un dispositivo mecánico tipo revólver. Una 
variante de este tipo de estranguladores, es la llamada válvula 
de orificio múltiple. Tiene un principio de operación bastante 
sencillo, puesto que el simple desplazamiento de los orificios 
del elemento principal equivale a un nuevo diámetro de orificio, y 
este desplazamiento se logra con el giro de un mecanismo operado 
manual o automáticamente y de fácil ajuste. 
Estranguladores de fondo. 
 Estranguladores que se alojan en el “Niple de asiento”, que va 
conectado en el fondo de la TP. Estos estranguladores pueden ser 
introducidos o recuperados junto con la tubería, o bien manejados 
con línea de acero operada desde la superficie 
 Estranguladores que se aseguran en la TP por medio de un 
mecanismo de anclaje que actúa en un cople de la tubería, y que 
es accionado con línea de acero. 
 
 
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Capitulo III 
3. TIPOS DE TERMINACIÓN PARA UN POZO PETROLERO. 
La terminación de un pozo petrolero, completa la perforación y es tan importante 
como ésta. Por medio de la terminación de un pozo se puede extraer los 
hidrocarburos desde el yacimiento hasta la superficie. 
La terminación se lleva a cabo, después de la cementación de la tubería de 
explotación o bien en agujero descubierto. 
La terminación deberá planearse y se elabora un programa que indique la 
secuencia de los trabajos que se realizaran. Se incluirá el estado mecánico del 
pozo, así como de los accesorios que se van a utilizar. 
En este capítulo tomaremos los tipos de terminaciones más comunes que se 
pueden presentar en un pozo: 
 Terminación en agujero descubierto. 
 Terminación en agujero entubado. 
3.1 Terminación en Agujero Descubierto. 
La técnica de terminación de pozos comenzó en los años veinte, los primeros 
fueron perforados en yacimientos pocos profundoslos cuales eran suficientemente 
consolidados para prevenir derrumbamiento dentro del pozo. 
La terminación en agujero descubierto consiste en correr y cementar el tubo de 
revestimiento hasta el tope de la zona de interés y continuar perforando hasta la 
base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza 
en yacimiento de arenas consolidadas donde no se espera producción agua/gas ni 
producción de arena o derrumbe de formación. 
Las primeras terminaciones se realizaron en agujero descubierto, teniendo como 
principal desventaja la limitación en el control del fluido del yacimiento, sin embargo 
es el tipo de terminación más económica y posee una gran área de contacto entre 
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el pozo y el yacimiento. Ideal para formaciones consolidadas de baja 
permeabilidad. 
La terminación en agujero descubierto no emplea ninguna tubería de recubrimiento 
ni Liner para soportar la formación, la misma matriz de roca mantiene el pozo 
despejado, es la forma más barata de terminar un pozo y evita la perdida de 
permeabilidad por la intrusión de la lechada de cemento dentro de la formación. 
El uso de estas terminaciones está restringido a formaciones fuertemente 
consolidadas como calizas, esto para asegurar las condiciones del agujero se 
mantengan libres de solidos a lo largo de la vida productiva del pozo y en 
yacimiento con baja presión en la zona productora, donde el intervalo saturado de 
aceite y gas sea lo suficientemente grande y homogéneo a lo largo de toda la 
sección como para no tener problemas con la producción de agua o gas (100 a 400 
tf). 
En yacimientos donde existen grandes zonas de baja permeabilidad, baja 
porosidad y una baja permeabilidad vertical se necesitara una gran cantidad de 
pozos con tubería de revestimiento perforada para alcanzar la misma área de 
drene; que unos pocos pozos con terminación con agujero descubierto podrían 
alcanzar, debido a su gran área de contacto con el yacimiento. 
Esta técnica casi no es usada, al menos como una manera de terminar los pozos 
permanentemente. El problema radica en que este tipo de terminaciones posee un 
rango de condiciones de formación muy reducido para ser viable y en la actualidad 
este tipo de terminaciones casi se han abandonado. Uno de los problemas que 
posee la terminación en agujero descubierto es el control de sólidos, debido a que 
no existe limitación alguna para la arenas suban a través del pozo a la superficie y 
causen problemas en el equipo superficial. 
En la actualidad este tipo de terminación permite la simulación por fracturamiento 
hidráulico, acido o esfuerzos máximos de la roca antes de la falla, así como para 
diseñar los disparos sin tener que dañar la tubería de revestimiento. Es decir que 
solo es utilizada temporalmente en zonas donde se quiera medir o comprobar el 
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máximo esfuerzo de la roca antes de ceder, o la eficacia de un ácido para el 
aumento de la conductividad de fluidos al pozo. También es utilizada durante 
la perforación para comprobar los límites de la ventana operativa, la cual es un 
dato muy importante para el diseño de lodos y la planeación para el asentamiento 
de tuberías de revestimiento. 
Ventajas 
 Se elimina el costo de disparos, el cual representa una operación 
bastante costosa y riesgosa. 
 El diámetro del agujero es mayor en comparación de una terminación 
entubada. 
 Fácilmente se puede profundizar más en la formación sin tener que 
remover equipo. 
 Puede fácilmente modificarse la terminación para que el pozo sea 
entubado, o se ponga un Liner. 
 Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el 
daño a la formación dentro de la zona de interés. 
 Al estar expuesta la zona productora, no se tienen que utilizar registros 
para agujero entubado. 
 Reduce el costo de revestimiento. 
Desventajas 
 Presenta problemas para controlar la producción de agua o gas. 
 La formación no puede ser estimulada selectivamente. 
 Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta, lo 
que representaría un gasto. 
 
 
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Fig. 1 Terminación en agujero descubierto. 
3.2 Terminación En Agujero Entubado 
Actualmente es el mejor procedimiento para terminar un pozo, debido a que ofrece 
mayores posibilidades para efectuar reparaciones subsecuentes a los intervalos 
productores. Pueden probarse indistintamente algunas zonas de interés y explotar 
varias al mismo tiempo. 
La comunicación de fluidos entre la formación y el pozo es de dos maneras 
posibles, la primera con tuberías de revestimiento que poseen una sección abierta 
(ranuras) siguiente figura la cual comunica las paredes del pozo hacia el interior 
del pozo, y eventualmente, hacia la superficie. 
 
Fig.2 Tubería Ranurada. 
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La segunda comprende la utilización de tuberías de revestimiento completas sin 
canales prefabricados, pero se utilizan herramientas externas para la perforación 
in situ de la tubería. Se trata de las pistolas, las cuales son fuertes explosivos 
enfocados en una dirección, por medio de cargas huecas; estos explosivos, 
mostrados abajo se encargan de cortar la tubería, traspasándola por completo y 
continuando hasta una profundidad en la formación. 
 
Fig. 3 Terminación en agujero Entubado sin ranuras. 
3.3 Tipos De Terminación De Acuerdo A La Configuración Mecánica 
Existen varios factores que determinan el tipo de configuración mecánica con la 
cual se termina el pozo, entre las más importantes están: 
a) Tipo de pozo (inyector o productor). 
b) Numero de zonas a completar. 
c) Mecanismo de producción. 
d) Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, 
etc.). 
e) Grado de compactación de la formación. 
f) Posibilidad de futuros reacondicionamientos. 
g) Costos de los equipos. 
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3.3.1 Terminación Sencilla Simple. 
Se usa una sola tubería de producción. Este tipo de terminación se aplica donde 
existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. Todos los intervalos 
productores de cañonear antes de correr el equipo de terminación. Además de 
producir selectivamente la zona petrolífera ofrece la ventaja de las zonas 
productoras de agua y gas. En caso que la zona petrolífera no tenga suficiente 
presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie, se pueden 
emplear métodos de levantamiento artificial. 
 
Fig.8 Terminación sencilla simple. 
Ventajas Desventajas 
Bajo costo Los fluidos de las diferentes 
formaciones productoras se mezclan 
camino a la superficie. 
Pocos accesorios en comparación con 
las terminaciones múltiples. 
Menor riesgo en la operación. 
Menor tiempo de instalación. 
Diámetro de la tubería de producción 
relativamente amplio. 
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3.3.2 Terminación sencilla selectiva: 
Se usa una sola tubería de producción. Este tipo de terminación se aplica donde 
existe una o varias zonas de uno o más yacimientos. Todos los intervalos 
productores se cañonean antes de correr el equipo de terminación. Además de 
producir selectivamente la zona petrolífera, ofrece la ventaja de aislar las zonas 
productoras de gas y agua. 
 
Fig. 9 Terminación sencilla selectiva. 
Ventajas Desventajas 
Los fluidos de las formaciones 
productoras son producidos por 
separado. 
Más costoso que el métodosencillo 
convencional. 
Se evitan zonas de perdida de fluidos. Requiere de más equipo 
 
Se reduce el número de pozos. Más costos. 
 
Se puede producir fluidos de 
yacimientos diferentes sin problemas 
de compatibilidad. 
 
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3.3.3 Terminación múltiple simple. 
Se usa dos o más tubería de producción. Se utiliza cuando se requiere producir 
simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin 
mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar. 
La zona superior produce a través del espacio anular entre la tubería de 
revestimiento y la tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a 
través del interior de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la 
zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, 
corrosión, etc. 
 
Fig.10 Terminación múltiple sencilla. 
Ventajas Desventajas 
Los fluidos de cada formación son 
producidos al mismo tiempo. 
Mucho más costoso. 
Los fluidos no tienen contacto con la 
tubería de revestimiento. 
Mayor tiempo de instalación del 
equipo 
Se controla por separado la producción 
de cada intervalo. 
Se reduce el diámetro efectivo de 
flujo 
 Se requiere de gente más 
especializada. 
 
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4. PROGRAMA DE TERMINACIÓN DEL POZO EXPLORATORIO A-1 
4.1. INFORMACIÓN BÁSICA DEL POZO. 
NOMBRE DEL POZO. 
NOMBRE A 
NUMERO 1 
LETRA - 
NO. DE CONDUCTOR UNICO 
CLASIFICACION 
Pozo en busca de nuevas 
acumulaciones IR 01 
EQUIPO Paragon M841 
 
4.1.1 Objetivo. 
Encontrar producción comercial de hidrocarburos económicamente explotables en 
rocas carbonatadas fracturadas de cuenca del cretácico, así como en los probables 
bancos oolíticos o facies dolomitizadas de rampa interna del Jurásico Superior 
Kimmeridgiano. 
 
4.1.2 Tipo de Terminación. 
Terminación sencilla con aparejo DST-TCP considerando el diámetro de 4”, 22.5 
lb/pie, TRC-95, HD-533 y 3½“ TRC-95 y P-110, 12.95 lb/pie, HD-533. 
 
4.1.3 Ubicación Real. 
 
Estado: Aguas Territoriales del Golfo de México. 
 
Referencia 
Topográfica: 
La localización se encuentra enfrente de las 
costas del estado de tabasco a 8.67 km al SW 
del pozo Onel-1, a 8.64 km al NE del pozo Och-
1B y a 84.43 km al NE de la ciudad de Frontera, 
Tabasco. 
Tipo de Pozo: Exploratorio. 
Tirante de Agua: 68 
Coord. UTM Cond. X=559,199.97 m Y=2,130,199.87 m 
Coord. Geo. Cond. Long=92° 26’ 11.90” W Lat=19° 15’ 52.51” N 
 
 
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4.1.4 Plano de Localización. 
 
 
4.2. INFORMACIÓN DEL POZO PERFORADO. 
4.2.1 Profundidad Total (m). 
 Profundidad Vertical (m.v.b.n.m.) 5064 
 Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.) 5100 
 Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.) 5100 
 
4.2.2 Profundidad Interior (m). 
 Profundidad Vertical (m.v.b.n.m.) 4741 
 Profundidad Vertical (m.v.b.m.r.) 4777 
 Profundidad Desarrollada (m.d.b.m.r.) 4777 
 
 
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4.2.3 Estado Mecánico Real (Gráfico). 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
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4.2.4 Distribución de Tuberías de Revestimiento. 
 
 
 
Cuerpo Junta De A
X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 -4.85 88.72
28.00 88.72 100.57
26.25 100.57 112.90
X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 112.90 250.11
X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 250.11 262.30
X-52 310.01 Drill Quip 28.00 3045 1634 4756 4540 262.30 263.00
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 -1.89 102.22
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 102.22 105.12
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 105.12 105.34
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 105.34 106.13
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 106.13 106.37
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 106.37 109.18
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 109.18 976.11
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 976.11 976.56
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 976.56 996.41
K-55 133 TSH-ER 18.73 3060 1500 2125 2125 996.41 997.00
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 -2.70 101.31
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 101.31 105.27
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 105.27 105.56
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 105.56 106.00
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 106.00 106.85
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 106.85 107.21
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 107.21 110.01
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 110.01 2222.37
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2222.37 2222.83
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2222.83 2251.20
TAC-140 72 HD-521 12.34 9420 4350 2907 2034 2251.20 2251.80Zapata Flotadora 13 3/8"
Anillo de Carga Interno MLS
Tramo Corto Unido a Caja MLS 13 3/8"
156 Tramos de TR 13 3/8"
Cople Flotador 13 3/8"
2 Tramos de TR 13 3/8"
11 Tramos TR de 13 3/8"
Tramo Corto Unido a Caja MLS 13 3/8"
Piñon MLS 13 3/8"
Caja MLS 13 3/8"
Anillo de Carga Externo MLS
Descripción
TUBERIA DE REVESTIMIENTO 30"
7 Tramos TR 30"
Conector Quik Jay piñon.
Caja Conector Quik Jay con Aro Soporte de 
Carga.
11 Tramos TR 30"
1 Tramo TR 30"
Zapata Flotadora de 30" X-52, 310.01 lb/pie, Drill 
Quik
TUBERIA DE REVESTIMIENTO 20"
11 Tramos TR 20"
Tramo Corto 20" (piñon- caja)
Mudline 20"
Extremo Superior de Herramienta a Aro de Carga.
Aro de Carga
Tramo Corto 20" (doble pin)
Resistencia Tensión 
(lbsx1000)
Peso 
(lb/pie)
Conexión
Diam. Int 
(pg)
Resist. 
Presión 
Int.(Psi)
Resist. 
Colapso 
(Psi)
101 Tramos TR 20"
Cople Flotador, Antares
2 Tramos TR 20"
Zapata Rimadora-Flotadora 20"
TUBERIA DE REVESTIMIENTO 13 3/8"
Distribución 
(m.d.b.m.r.)Grado
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Cuerpo Junta De A
Extensión Pullida C2 11.50 12010 8480 2891 2049 2168.81 2174.07
Colgador Emp. 78.8# x 65# TAC-140 71.8 HD-523 10.686 12010 8480 2891 2049 2174.07 2176.54
Comb. P) 11 7/8" HD-523 x 11 
3/4" HD-511, 65#
TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 2176.54 2180.87
TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 2180.87 4184.20
TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4184.20 4184.72
TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 4184.72 4197.74
TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4197.74 4198.50
TAC-140 71.8 HD-523 10.711 12010 8480 2891 2049 4198.50 4209.57
TAC-140 71.8 HD-523 10.625 12010 8480 2891 2049 4209.57 4210.00
Extensión Pullida C2 11.500 4098.41 4102.85
Colgador Emp. 62.8# x 65# TAC-140 62.8 HD-513 10.686 15510 14390 2543 1592 4102.85 4104.68
Comb. P) 9 7/8" HD-513 x C) 
9 7/8 HD-513, 62.8 #
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4104.68 4108.81
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4108.81 4335.67
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4335.67 4336.25
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4336.25 4349.56
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4349.56 4350.23
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4350.23 4363.62
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4363.62 4364.27
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4364.27 4377.57
TAC-140 62.8 HD-513 8.625 15510 14390 2543 1592 4377.57 4378.00
TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 -1.50 100.10
TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 100.10 103.95
TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.625 10180 10280 1998 1551 103.95 105.83
TRC-110 62.8 VSLIJ-II 8.800 10180 10280 1998 1551 105.83 106.11
TRC-110 62.8 VSLIJ-II