TerminaciAn-de-pozos-petroleros-en-zona-marina

•

IPN

Todos los Materiales

25/10/2022

¡Este material tiene más páginas!

Entonces, ¿te gustó este material?

Ayude a animar a otros estudiantes a mejorar el contenido

¿Te gustó este material? ¡Compartir! 🧡

Introducción al Derecho I

135.950 Materiales compartidos

Descarga la aplicación para disfrutar aún más

Lea materiales sin conexión, sin usar Internet. Además de muchas otras características!

Vista previa del material en texto

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 EN ZONA MARINA
T E S I S
A FIN DE OBTENER EL TÍTULO DE:
INGENIERO PETROLERO

P R E S E N T A N

CONTRERAS SANCHEZ OSMAR REYES
HERNÁNDEZ GÓMEZ OSCAR DANIEL
LAZOS VILLALOBOS HAMMAD RASSHAT JAIR
ONTIVEROS ROMERO LUIS ENRIQUE

DIRECTORES:
ING. MANUEL TORRES HERNÁNDEZ
ING. ALBERTO ENRIQUE MORFÍN FAURE

Ciudad de México Octubre 2018

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina
ÍNDICE

RESUMEN ......................................................................................................................................... 1
ABSTRACT ....................................................................................................................................... 3
INTRODUCCIÓN .............................................................................................................................. 5
OBJETIVO......................................................................................................................................... 6
CAPÍTULO 1 ..................................................................................................................................... 7
GENERALIDADES DE LOS POZOS PETROLEROS ............................................................... 7
1.1. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO. .................................................. 7
POZO EXPLORATORIO. ........................................................................................................ 7
POZOS PRODUCTORES. ...................................................................................................... 7
POZOS NO PRODUCTORES (SECOS). ............................................................................. 7
POZOS DE DESARROLLO. ................................................................................................... 8
POZO DELIMITADOR. ............................................................................................................ 8
1.2. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN. .................................................... 8
POZOS MARINOS SOMEROS. ............................................................................................ 8
POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS. .................................................................. 8
POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRA PROFUNDAS. .................................................... 8
POZOS LACUSTRES. ............................................................................................................. 9
POZOS TERRESTRES. .......................................................................................................... 9
1.3. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA TRAYECTORIA. .............................................. 9
POZOS VERTICALES. ............................................................................................................ 9
POZOS DIRECCIONALES. .................................................................................................. 10
POZOS MULTILATERALES. ................................................................................................ 12
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN. ...................................................... 13
POZOS INYECTORES. ......................................................................................................... 13
CAPÍTULO 2 ................................................................................................................................... 14
TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS ..................................................................................... 14
2.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO. .......................................................... 14
SENCILLA CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN FRANCA............................................... 14
TERMINACIÓN SENCILLA CON TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN, ACCESORIOS Y
EMPACADORES. ................................................................................................................... 16
TERMINACIÓN CON TUBERÍA RANURADA NO CEMENTADA. ................................. 18
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

2.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO. ................................................................. 20
TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP FRANCA. ............. 20
TERMINACIÓN SENCILLA EN AGUJERO ENTUBADO CON TP, EMPACADOR Y
ACCESORIOS. ....................................................................................................................... 21
TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS EMPACADORES Y TR
CEMENTADA. ......................................................................................................................... 22
TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES. ................................ 23
TERMINACIÓN DOBLE SELECTIVA CON DOS TP, UN EMPACADOR DOBLE, MÁS
UN EMPACADOR SENCILLO Y ACCESORIOS. ............................................................. 24
2.3 TERMINACIÓN SIN TUBERÍA DE PRODUCCIÓN. ...................................................... 26
2.4 TERMINACIONES INTELIGENTES. ................................................................................ 27
CAPÍTULO 3 ................................................................................................................................... 28
HERRAMIENTAS Y EQUIPO PARA TERMINACIONES SUBMARINAS ........................... 28
3.1 EQUIPO Y HERRAMIENTAS SUBSUPERFICIAL. ....................................................... 28
RISERS. ................................................................................................................................... 28
RISER DE PERFORACIÓN. ................................................................................................ 29
RISER DE TERMINACIÓN E INTERVENCIÓN. ............................................................... 30
UMBILICALES. ....................................................................................................................... 32
CABLES DE CONEXIÓN. ..................................................................................................... 33
CABEZALES SUBMARINOS. .............................................................................................. 34
3.2 ÁRBOLES SUBMARINOS. ................................................................................................ 36
ÁRBOL DE UN SOLO AGUJERO. ...................................................................................... 37
ÁRBOL DE PRODUCCIÓN PARA NIVEL DE LODO. ..................................................... 38
ÁRBOL VERTICAL................................................................................................................. 39
ÁRBOL HORIZONTAL. ......................................................................................................... 41
3.3 ACCESORIOS DE LOS APAREJOS DE PRODUCCIÓN. ........................................... 43
APAREJOS DE PRODUCCIÓN. ......................................................................................... 43
EMPACADORES. ................................................................................................................... 46
NIPLES DE ASIENTO. ..........................................................................................................50
VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y CIRCULACIÓN. ............................................................. 51
BOLA COLGADORA. ............................................................................................................ 52
CAPÍTULO 4 ................................................................................................................................... 53
OPERACIONES Y PROCESOS EN LA TERMINACIÓN DE POZOS PETROLEROS ..... 53
4.1 LAVADO DE POZO. ............................................................................................................ 53
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

DISEÑO DE LAVADO DE POZO. ....................................................................................... 54
SARTA DE LAVADO. ............................................................................................................ 54
BACHES (TIPO, CANTIDAD Y POSICIÓN). ..................................................................... 55
VOLUMEN DE BACHES O LONGITUD LINEAL. ............................................................. 55
PRESIÓN DIFERENCIAL MÁXIMA DURANTE EL DESPLAZAMIENTO. .................... 57
4.2 ESTIMULACIONES. ............................................................................................................ 59
DAÑO A LA FORMACIÓN. ................................................................................................... 59
CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN. .......................................................... 59
TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN. ............................................................................................ 61
ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA). ............................................................................... 62
ÁCIDOS INORGÁNICOS. ..................................................................................................... 62
ÁCIDOS ORGÁNICOS. ......................................................................................................... 63
ESTIMULACIÓN NO REACTIVA. ........................................................................................ 63
ESTIMULACIÓN DE LIMPIA. ............................................................................................... 64
ESTIMULACIÓN MATRICIAL. ............................................................................................. 64
ESTIMULACIÓN POR FRACTURAMIENTO. .................................................................... 65
CAPÍTULO 5 ................................................................................................................................... 66
FLUIDOS DE TERMINACIÓN ..................................................................................................... 66
5.1 BACHES. ............................................................................................................................... 66
BACHE LAVADOR. ................................................................................................................ 66
BACHE VISCOSO. ................................................................................................................. 68
BACHE ESPACIADOR. ......................................................................................................... 70
5.2 FLUIDOS EMPACADORES. .............................................................................................. 71
5.3 FLUIDOS EMPACADORES BASE ACEITE. .................................................................. 73
EMULSIÓN DIÉSEL SALMUERA. ...................................................................................... 74
DIÉSEL GELIFICADO. .......................................................................................................... 74
5.4 FLUIDOS EMPACADORES BASE AGUA. ..................................................................... 75
AGUA DULCE O AGUA DE MAR ........................................................................................ 75
FLUIDOS DE PERFORACIÓN. ........................................................................................... 76
SALMUERAS CLARAS. ........................................................................................................ 77
SALMUERAS CON BIOPOLÍMEROS. ............................................................................... 78
CAPÍTULO 6 EMPACADOR QUANTUM MAX® CASO DE ESTUDIO .............................. 80
CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES ............................................................................ 85
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

BIBLIOGRAFÍA .............................................................................................................................. 86
APÉNDICES ................................................................................................................................... 88
ÍNDICE DE FIGURAS ................................................................................................................ 88
ÍNDICE DE TABLAS .................................................................................................................. 89

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

RESUMEN

El análisis de las bases para un correcto desarrollo de la ingeniería petrolera en
materia de terminación de pozos, así como sus variaciones de pozos, herramientas
utilizadas en diferentes procesos y los procesos que se llevan a cabo durante la
terminación de pozos petroleros son algunos de los temas a tratar en los 6 capítulos
que componen esta tesis.
Dentro del primer capítulo se abordan las generalidades de los pozos petroleros, y
sus divisiones dependiendo del enfoque que se tome como referencia para
agruparlas como lo son los tipos de pozos, de acuerdo a la ubicación en donde estos
están, la clasificación de acuerdo a la trayectoria o de acuerdo a su función, si son
inyectores, productores, de alivio, etc.
Dentro de las terminaciones y sus tipos que es lo que abarca el segundo capítulo,
se estudian las distintas terminaciones en la industria petrolera y las ventajas y
desventajas de aplicarlas, estas terminaciones van desde las sencillas con agujero
descubierto, hasta las terminaciones con doble tubería de producción y doble
empacador.
En el tercer capítulo y para tener una mejor comprensión de las terminaciones
petroleras, se abordan las herramientas y los equipos para la terminación de pozos
submarinos, en él se ven desde los risers, umbilicales y cabezales submarinos
utilizados en las zonas de aguas profundas, y árboles para pozos en zonas
someras, además se abordan temas de accesorios utilizados en los aparejos de
producción como empacadores, niples, válvulas y la bola colgadora.
Con los temas antes mencionados se empieza a hablar de las operaciones y los
procesos en la terminación de pozos petroleros en el capítulo 4, en él se describen
los lavados de pozos y su diseño sumamente importante antes de poner a producir
un pozo petrolero, así mismo se estudian las estimulaciones de pozos y su
diversidad de estas dependiendo el caso a tratar.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

La tesis también describe los fluidos y algunas de las consideraciones más
importantes a tomar de estos para hacer los cálculos relacionados con la
terminación de pozos petroleros en zonas marinas. Este tema es abordado en el
quinto capítulo donde los diferentes tipos de baches en la terminación junto con los
fluidos empacantes es lo que predomina en esta parte del presente trabajo.
Una vez estudiados todos estos temas acerca de la terminación de pozos
petroleros, es conveniente hablar de un caso de estudio donde la teoría fue llevada
a la práctica.
Por ello en el capítulo 6 se analiza el caso real del empacador quantum max®, una
terminación inteligente queincorporan sensores de fondo de pozo permanentes y
válvulas de control de flujo de fondo de pozo controladas en la superficie. Este
empacador fue utilizado en un pozo de una reserva de trinidad y Tobago en donde
se buscaba tener cierta producción sin producir arenas.
Desde de un punto de vista dentro de la terminación de pozos, se observa en esta
tesis los conceptos necesarios de terminación de pozos petroleros en zona marina
que nos sirvan para adquirir conocimiento y en un futuro aprender en forma práctica
en el campo laboral.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

ABSTRACT

The analysis of the bases for a correct development of the oil engineering in the
matter of completion of wells, as well as the variations of wells, the tools in the
different processes and the processes that are carried out during the completion of
the oil wells are Some of the topics to be dealt with in the 6 chapters that make up
this thesis.
The first chapter addresses the generalities of oil wells, and their divisions, focus on
the approach, are taken as a reference to group them, such as the types of wells
agreed, the agreement on location. The classification according to the trajectory
according to its function, whether they are injectors, producers, relief, etc.
Within the completions and the types that extend in the second chapter, the different
completions in the industry of the gasoline are studied and the advantages and
disadvantages of applying them, these completions go from the simple ones with the
convenience, until the completions with the double Production function and double
packer.
In the third chapter and to have a better understanding of the oil terminations, the
tools and equipment for the completion of submarine wells are approached, in it they
are seen from the elevators, umbilicals and submarine heads in the deep water
zones, and trees for wells in shallow areas, in addition to issues related to production
accessories such as packers, nipples, valves and the hanging ball.
With the topics before it begins, we begin to talk about the operations and the
processes of the completion of oil wells in chapter 4, in which the well washes and
their design are described. Wells estimates and their diversity of these aspects are
studied.
The thesis also describes the fluids and some of the most important indications. This
issue is addressed in the fifth chapter where the different types of bumps in the
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

termination together with the fluids packers is what prevails in this part of the present
work.
Once studied all these issues about the completion of oil wells, it is convenient to
talk about a case study where the theory was put into practice.
Chapter 6 discusses the actual case of the quantum max® packer, an intelligent
connection that incorporates permanent downhole sensors and downhole controlled
flow control valves on the surface. This packer was used in a well of a reserve of
Trinidad and Tobago where a certain production is found without producing sands.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

INTRODUCCIÓN

La terminación de un pozo petrolero es un proceso operativo que se inicia después
de cementar la última tubería de revestimiento de explotación y se efectúa con el fin
de que el pozo produzca hidrocarburos y/o la inyección de fluidos si así se requiere.
En la elección del sistema de terminación debe considerarse la información
recabada directa o indirectamente, durante la perforación a partir de: Muestras de
canal y cortes de núcleos, pruebas de formación, análisis petrofísicos, análisis PVT
y registros geofísicos.
Por medio de este proceso lo que se planea es obtener la conducción de fluidos del
yacimiento a superficie o los de inyección al fondo del pozo en forma óptima y
controlada bajo las normas de seguridad.
La etapa de terminación de un pozo considera procesos como son: lavado de pozo,
introducción de aparejos de producción, instalación y prueba de conexiones
superficiales, es decir árbol de válvulas y de estrangulación, disparos en la zona
deseada, estimulación, y pruebas de presión.
A grandes rasgos existe la terminación de pozo en agujero descubierto y agujero
entubado las que dependen del lugar donde se encuentre el pozo y del tipo de
formación.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

OBJETIVO

Entender de la mejor forma posible los procesos y operaciones que se llevan a cabo
en la terminación de pozos petroleros en zona marina, en cada etapa desde la
aplicación hasta los riesgos operativos, la estimulación adecuada de un pozo y el
conocimiento de las herramientas de terminación y su aplicación.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

CAPÍTULO 1
GENERALIDADES DE LOS POZOS PETROLEROS

Existe una clasificación de acuerdo al lugar donde se encuentra el equipo petrolero
en superficie y si es marino que a su vez se dividen en los marinos someros, pozos
en aguas profundas y pozos en aguas ultra profundas, o terrestres. A su vez existen
diferentes clasificaciones para los pozos petroleros dependiendo del enfoque que
se le dé. Así que a continuación se habla acerca de unas de las clasificaciones.

1.1. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO AL TIPO DE POZO.

POZO EXPLORATORIO.
Este pozo es el que se perfora a fin de investigar una nueva zona en donde
previamente se hicieron estudios de sismología y que presuntamente tiene
hidrocarburos, es decir, se perfora en zonas donde no se ha encontrado petróleo o
gas. Estos se perforan en un campo nuevo o en una nueva formación productora
dentro de un campo existente o en campos marginales. Este tipo de pozos son los
de mayor incertidumbre a la hora de perforarse debido a que a diferencia de los de
desarrollo, por no contar con datos de correlación de pozos vecinos.
POZOS PRODUCTORES.
Son los que permiten extraer fluidos desde la zona productora a la superficie y que
su extracción es económicamente viable.
POZOS NO PRODUCTORES (SECOS).
Son los que se perforan pero el resultado de estos al intentar hacerlos producir no
se obtiene hidrocarburo por distintas circunstancias como cambio en el precio del
barril, mantenimiento excesivamente alto, problemas graves de bonificación u otras
circunstancias hacen que no sea rentable.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

POZOS DE DESARROLLO.
Son los pozos perforados que tienen la finalidad de explotar el mayor porcentaje de
reservas de un yacimiento. El objetivo principal del pozo de desarrollo es aumentar
la producción del campo, por lo que se consideran de incertidumbre baja si produce
o no, razón por la cual se perforan entre los pozos delimitadores y el pozo
exploratorio si este fue productor.
POZO DELIMITADOR.
Después de la perforación de un pozo exploratorio en un área inexplorada que
resulta 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 mayor riesgo que los pozos de
desarrollo, dada su ubicación.

1.2. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU UBICACIÓN.

POZOS MARINOS SOMEROS.
Según la secretaria de energía (SENER) se considera que un pozo es marino
somero cuando este se encuentra en el mar con un tirante de hasta los 500 metros
de profundidad.
POZOS MARINOS EN AGUAS PROFUNDAS.
Son los pozos que se encuentran en zonasmarinas con un tirante de agua que varía
de 500 hasta 1500 metros.
POZOS MARINOS EN AGUAS ULTRA PROFUNDAS.
Son los pozos que están en zonas marinas con tirantes de agua de más de 1500
metros.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

POZOS LACUSTRES.
Son los pozos que se encuentran en lagos, lagunas o en algún cuerpo de agua
dulce sobre la masa continental.
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.

1.3. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A LA TRAYECTORIA.

POZOS VERTICALES.
Si bien 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 desviación
es despreciable y por lo general estos son los exploratorios.

Figura 1 Desviación despreciable de un pozo vertical.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

POZOS DIRECCIONALES.
Son los pozos que se logran desviar intencionalmente de su vertical con el uso de
técnicas de desviación o motores de fondo. Estos se desvían para llegar a un
objetivo específico y gracias al desarrollo de estas se pueden explotar un mayor
volumen desde una sola ubicación en superficie sin necesidad de mover el equipo
a otra zona, 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.

Los pozos de tipo “J”, empiezan con una vertical para después desviarse hasta un
ángulo determinado y mantener una dirección específica hasta alcanzar el objetivo.
Los pozos de 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°).

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 2 Tipo de pozos direccionales.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Razón Justificación
Evitar domos de sal.
Cuando el yacimiento a explotar se
encuentra entrampado baja la fachada de
un domo salino y por razones
operacionales no se desee atravesar.

Perforar múltiples.
Desde una misma plataforma se pueden
perforar varios pozos y reducir costos
operacionales y de instalaciones de
facilidades de producción.
Realizar control de desviación.
Se realiza en pozos verticales que
atraviesan fallas, las cuales ocasionan
una desviación natural de la trayectoria.
Razones Económicas.
El perforar en tierra firme es más barato
que perforar costa afuera.
Tabla 1 Causas que originan la perforación de un pozo direccional.

POZOS MULTILATERALES.
Los pozos multilaterales son aquellos que tienen dos o más laterales perforados a
partir de un pozo común o principal, a 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.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 3 (a) Pozo Multilateral y (b) Pozo ramificado.
1.4. CLASIFICACIÓN DE ACUERDO A SU FUNCIÓN.
Existen diferentes razones para hacer un pozo en un campo petrolero, las cuales
no son solo para pozos productores, así que se puede clasificar los pozos dando
otro enfoque y este es de acuerdo a la función para la cual se diseñó el pozo, y
estos pueden ser productores, de alivio, inyectores y pozos letrinas principalmente.
POZOS INYECTORES.
Es un pozo que se perforo con el propósito de inyectar fluidos al yacimiento con el
fin de mantener presión en el yacimiento y lograr que el pozo produzca mayor
tiempo o en mayor volumen.
En estos existen dos tipos de inyecciones:
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.
También existen pozos de inyección de agua comunes en las áreas marinas, donde
el agua de mar filtrada y tratada se inyecta en una sección acuífera inferior del
yacimiento.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

CAPÍTULO 2
TIPOS DE TERMINACIÓN DE POZOS

La terminación de un pozo petrolero complementa la perforación y es tan importante
como ésta. Por medio de la terminación de un pozo 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. En la terminación debe
planearse y elaborarse 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.

2.1 TERMINACIÓN EN AGUJERO DESCUBIERTO.

SENCILLA CON TUBERÍA DE PRODUCCIÓN FRANCA.
La terminación en 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 accesorios, no implica ningún tipo de accesorio (Figura 4.)
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 4 Terminación Sencilla con TP franca.
La terminación en agujero descubierto con TP franca es aplicable 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 en la tabla 2

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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 con
presión de inyección mayor a la
presión de resistencia inferior no
se pueden realizar.
Tabla 2 Ventajas-desventajas de una terminación sencilla con TP franca.

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 ilustra en la figura 5.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 5 Terminación Sencilla con TP, accesorios y empacadores.

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
el 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 tabla3.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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 es
necesaria, se pueden 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 pueden 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 3 Ventajas-desventajas de una terminación sencilla con TP, accesorios y empacadores
.
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 ser cementado, ya 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, figura 6).
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.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 6 Terminación con tubería ranurada no cementada.

Las principales ventajas-desventajas en la terminación con tubería ranurada no
cementada se presentan en la tabla 4.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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 4 Ventajas-desventajas de la terminación con tubería ranurada cementada.

2.2 TERMINACIÓN EN AGUJERO ENTUBADO.

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 (Figura 7).
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 7 Terminación sencilla en agujero entubado con tubería de producción franca.

El tipo de terminación sencilla en agujero entubado con TP franca ofrece las mismas
ventajas que una terminación en agujero descubierto con TP franca (tabla 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 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 el
tipo de hidrocarburo o gas.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Las ventajas de la terminación sencilla en agujero entubado con TP, empacador y
accesorios son las que se presentan en la tabla 3, atribuidas a la terminación en
agujero descubierto.

TERMINACIÓN SENCILLA SELECTIVA CON DOS EMPACADORES Y TR
CEMENTADA.
Para llevar a cabo este tipo de terminación se debe contar con los 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 tabla 5.
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 5 Ventajas-desventajas de la terminación sencilla selectiva con dos empacadores y TR cementada.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

TERMINACIÓN DOBLE CON DOS TP Y DOS EMPACADORES.
Este tipo de terminación se caracteriza por ser óptimo cuando se requiere explotar
al mismo tiempo dos intervalos productores en donde las características de ambos
son distintas (figura 8).

Figura 8 Terminación doble con dos TP y dos empacadores.

Las principales ventajas-desventajas en la terminación selectiva con dos
empacadores en agujero entubado se presentan en la tabla 6.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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 6 Principales ventajas- desventajas en la terminación doble con dos TP y dos empacadores.

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 (figura 9.)
Las principales ventajas-desventajas en una terminación selectiva con dos
empacadores en agujero entubado se presentan en la tabla 7.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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
múltiplesaccesorios a usar.

Tabla 7 Principales ventajas- desventajas en la terminación doble con dos TP y dos empacadores.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 9 Terminación doble selectiva con dos TP, un empacador doble más un empacador sencillo y dos accesorios.
2.3 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 así el uso de accesorios
empleados en la terminación (empacador, camisa, etc.).
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
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

de un solo yacimiento, aunque se pueden explotar yacimientos simultáneos. La
profundidad y la temperatura son la mayor limitante en estas terminaciones.

2.4 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.
Las ventajas de las terminaciones Inteligentes son un mayor monitoreo y control
sobre los pozos, reducción del tiempo de respuesta, flexibilidad a distancia en la
toma de decisiones y reducción de operaciones complejas durante las
intervenciones.

Las desventajas de este tipo de tecnologías son los altos costos de los equipos y
herramientas. El principal propósito en las terminaciones Inteligentes 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 en Zona Marina

CAPÍTULO 3
HERRAMIENTAS Y EQUIPO PARA TERMINACIONES
SUBMARINAS

La tecnología submarina que se encuentra disponible hoy en día comprende una
amplia variedad de equipamientos y actividades; tales como, cables guía para
desconectar equipos del fondo del mar, árboles de válvulas del cabezal del pozo o
de producción, preventores de reventones (BOP’S, BlowOut Preventor) árboles de
intervención y de pruebas; conjunto de válvulas de distribución, plantillas; ROV’s
líneas de flujo, tubos ascendentes (Risers), sistemas de control, sistemas de
distribución de energía eléctrica, bombeo y medición de fluidos y separación, y
reinyección de agua.

3.1 EQUIPO Y HERRAMIENTAS SUBSUPERFICIAL.

RISERS.
Un riser es un tubo que conecta una estructura de producción flotante o una
plataforma de perforación con un sistema submarino, ya sea para fines de
producción tales como perforación, producción, inyección, extracción, terminación y
rehabilitación de pozos. 2

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 10 Clasificación de los Risers.
RISER DE PERFORACIÓN.
Este tipo de riser proporciona un conducto para operar la sarta de perforación y
demás herramientas durante la perforación, también se utiliza circular el lodo de
perforación hacia el pozo y así evitar la comunicación del fluido con el medio
marino.3
Los elementos básicos del riser de perforación son:
 Sistema tensionador.
 Junta telescópica.
 Cuerpo de riser.
 Conjunto inferior del riser (LMRP).
 Juntas flexibles.
 Líneas de estrangular, matar y auxiliares (booster).
 Equipo de flotación.
Risers de
Perforación
y
Terminación
Hibrído
CatenarioTenso
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 11 Riser de perforación en plataforma semisumergible.

RISER DE TERMINACIÓN E INTERVENCIÓN.
Este riser consiste en uno o más conductos que proporcionan un acceso no
restringido al pozo, incluye líneas de control hidráulico necesarias para la operación
de las herramientas submarinas.3

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Operaciones

Terminación Intervención
Función Para instalar y retirar el colgador de la
tubería de producción y el árbol
submarino, así como complementar el
proceso de perforación para poner en
producción el pozo.
Se utiliza para entrar con
líneas de acero o tubería
flexible hacia los agujeros
de producción y el
espacio anular.
Tabla 8 Funciones del riser de terminación e intervención.

Elementos principales del riser de terminación e intervención:
 Conector del conjunto de preventores.
 Paquete inferior del riser de intervención.
 Paquete de desconexión de emergencia.
 Junta de esfuerzo.
 Cuerpo del riser.
 Junta de tensión.
 Junta telescópica.
 Conector del árbol superficial.
 Araña.
 Herramienta de prueba de manejo.
 Conjunto de preventores para tubería flexible y línea de acero.
 Componentes auxiliares diversos.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

UMBILICALES.
Los umbilicales son líneas de flujo que se usan en aguas profundas, desde los
árboles submarinos hasta los barcos o plataformas de producción, dentro de sus
funciones está:
 Conectar los equipos superficiales y los submarinos entre sí.
 Enviar y transportar energía hidráulica y/o eléctrica, la inyección de químicos
si es que se requiere y señales de comunicación al equipamiento submarino.
 Enviar y transportar señales de monitoreo (Medidores de flujo, presión y
temperatura, etc.) del equipamiento submarino a los equipos de control
superficiales.
Los umbilicales pueden ser simples o complejos, ya que su configuración puede
estar constituida de uno o varios componentes que ayudaran a realizar las funciones
de dicho umbilical, esto dependerá de los requerimientos del proyecto del sistema
de control.

Figura 12 Configuración de un umbilical.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

De igual manera se pueden clasificar en dinámicos o estáticos, esto depende si el
umbilical está conectado de superficie a una terminal submarina de terminación
(SUTA) este caso sería dinámico, y si está conectado de una SUTA a cualquier otro
equipo submarino seria estático. 5,6.

Figura 13 Ejemplo de umbilical estático y umbilical dinámico.

CABLES DE CONEXIÓN.
Los cables de conexión son elementos parecidos a los umbilicales que se encargan
de unir los sistemas de distribución con el equipamiento submarino (módulo de
control), con el fin de conectar y tener comunicación entre los equipos de control
que se encuentran instalados sobre el lecho marino.5
Existen dos tipos de cables de conexión que son los hidráulicos y los eléctricos. Los
hidráulicos se encargan de enviar la energía hidráulica para la apertura y cierre de
válvulas o en la inyección de químicos, este tipo de cables pueden ser sintéticos
(tubos termoplásticos) o de tubos de acero. Los eléctricos son aquellos que se
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

encargan de la comunicación en el monitoreo de las funciones de cada
equipamiento submarino.5,7,8.

Figura 14 Esquema de Cables de conexión (Flying leads).

CABEZALES SUBMARINOS.
El cabezal submarino de la tubería de revestimiento,es la interface entre el pozo y
el árbol submarino. Tiene como funciones principales:
 Sostener y sellar el árbol submarino.
 Soportar y sellar el colgador de la tubería de revestimiento (acorde al diseño).
 Reforzar el preventor mientras se está perforando.
Para diferenciar los tipos de cabezales se consideran criterios como el tirante de
agua al cual será instalado, el tipo de plataforma que se tiene y el equipo que fue
utilizado durante la perforación del pozo.10

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Los principales componentes del cabezal submarino son:
1. Cabezal alojador de TR´s.
2. Cabezal alojador de alta presión.
3. Ensamble sello.
4. Conexión al árbol.
5. Cabezal alojador de baja presión.
6. Base guía.
7. Tubería de revestimiento TR.10

Figura 15 Componentes del cabezal submarino.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

3.2 ÁRBOLES SUBMARINOS.

Los árboles submarinos son equipos de producción instalados en la cabeza del pozo
compuestos por un conjunto de válvulas, tuberías, conexiones y componentes de
seguridad, que se encargan principalmente de vigilar y controlar la producción de
un pozo marino. 11,12.
Independientemente del tipo de árbol, este está compuesto por cinco principales
partes que son la parte de producción, espacio anular, servicio, estrangulador y la
de control. 11

Figura 16 Árbol Submarino Cameron.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Los árboles submarinos se clasifican en:
 Secos.
 Mojados.
Los árboles secos se usan en aguas someras y en aguas profundas, y en tirantes
de agua inferiores a 1,830 [m] o 6,000 [pies], estos árboles pueden instalarse sobre
una plataforma marina o spar. Se llaman secos porque se instalan en dicha
plataforma.
Los árboles mojados van instalados en el lecho marino, y se usan en aguas
profundas y en aguas ultra profundas, dichos árboles mojados se clasifican en:
 Verticales.
 Horizontales.
 Árboles para aguas someras.

Hay dos tipos de árboles que se usan en aguas someras:
 Árbol de un solo agujero.
 Árbol de producción para nivel de lodo.

ÁRBOL DE UN SOLO AGUJERO.
Se deriva de los diseños de árboles secos, pero adaptados a los cabezales
submarinos, utiliza un diseño más sencillo, el cual es un sistema más conveniente
económicamente hablando que el árbol seco. El espacio anular en este árbol es
conectado a través de una salida lateral en el tubingspool o mediante una interfaz
de tipo válvula check ubicada entre el árbol y el colgador. El espacio anular no se
extiende verticalmente a través del árbol, de ahí su nombre.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 17 Árbol de un solo agujero.

ÁRBOL DE PRODUCCIÓN PARA NIVEL DE LODO.
El árbol de producción para nivel de lodo es un sistema de producción simple, estos
árboles son económicos y su funcionalidad es muy sencilla, su aplicación es para
aguas someras. Su instalación es asistida por buzos, esto reduce sus costos y
problemas de instalación, el equipo que se emplea para su instalación puede ser
desde una plataforma de perforación auto-elevable o bien desde una plataforma de
perforación flotante.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 18 Árbol de producción para nivel de lodo.

Árboles para aguas profundas.
Hay tres tipos de árboles para estos ambientes submarinos.
 Vertical: estos pueden operar hasta 3000m.
 Horizontal: Puede operar hasta 3000m.
 Eléctricos: Estos operan a más de 3000m.

ÁRBOL VERTICAL.
El árbol vertical ha sido utilizado por varios años, fue el primer árbol que incluyó un
agujero de espacio anular para una mejor solución de problemas para las
operaciones y servicios del pozo. Este estilo de árbol es caracterizado porque la
ruta del flujo por el colgador de tubería de producción es completamente vertical y
las válvulas de entrada están en el agujero vertical del árbol.
Las válvulas maestras (valve master) y las válvulas de superiores de ingreso (valve
swab) pueden ser encontradas tanto en el agujero de producción como en el de
espacio anular, así mismo el árbol vertical pudiera tener una válvula de producción
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

lateral (production wing) y posiblemente una válvula de espacio anular lateral
(annulus wing). 9,13
Varios diseños del sistema de árboles pueden incluir otras válvulas como la válvula
de cruce (crossover valve) que conecta el espacio anular con el agujero de
producción, la válvula de inyección de químicos, la válvula estranguladora, y
válvulas de monitoreo de espacio anular. 9,13
El árbol convencional puede ser anclado o puesto sobre la cabeza de pozo
directamente o usando un adaptador (tubing spool). Si nosotros llegáramos a usar
este adaptador se anclará sobre la cabeza de pozo actual para poder proveer la
posición del anclaje del colgador de tubería de producción que se pondrá dentro de
dicho componenete.9
Su instalación se puede realizar con líneas guías o del contrario sin líneas guías, y
cuenta con un casquete externo en la parte superior del árbol que es instalado
después del árbol.9,13
A continuación, se muestra la configuración de un árbol convencional 9,13
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 19 Componentes del Árbol Vertical.

ÁRBOL HORIZONTAL.
El árbol horizontal ha sido uno de los mejores sistemas en el desarrollo de campos
y en tecnología submarina, ofrece un gran número de avances tecnológicos y
operacionales, siendo ventajoso con los árboles convencionales; esto es gracias a
su gran tecnología, su reducción de costos y su reducción de equipo requerido para
su manipulación, debido a que cuenta con un sistema de herramientas simple.10.
El árbol horizontal se distingue porque el colgador de tubería de producción está
diseñado para anclarse dentro del cuerpo del árbol y el flujo de la producción es
horizontal. Las válvulas de este árbol están todas localizadas en mini blocks fuera
del agujero vertical del árbol. Sus válvulas maestras, lateral y de cruce tienen la
misma función que los árboles convencionales. En la parte superior consta de una
capa interior (internal tree cap) que se requiere para proveer un límite de presión
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

secundaria para la producción, y una capa exterior llamada “Derbis cap”. Asimismo,
tiene unos sellos para aislar el agujero de comunicación e intervención al pozo
llamados tapones (wireline plugs).10
En la mayoría de los árboles horizontales también se incluye un aislamiento
localizado en la parte inferior del árbol, este aislamiento incluye una guía de
orientación que permitirá el aterrizaje o instalación del colgador de tubería en el
árbol de tal manera que dicha tubería quede alineada con el árbol. A continuación,
se muestra la configuración de un árbol horizontal.

Figura 20 Componentes del Árbol horizontal.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

3.3 ACCESORIOS DE LOS APAREJOS DE PRODUCCIÓN.

APAREJOS DE PRODUCCIÓN.
El aparejo de producción es el medio por el cual se transportan los hidrocarburos
desde el yacimiento hasta superficie. Debe soportar íntegramente las presiones y
los esfuerzos a que es sometido durante la operación de terminación y
mantenimiento, como inducciones, pruebas de admisión, estimulaciones,
fracturamientos, etc., así como durante la vida productiva del pozo.15
El objetivo principal de un aparejo de producción es conducir los fluidos producidos
por el yacimiento, ya sea gas, aceite, agua, o una combinación de estos hacia la
superficie, y los de inyección hacia la formación en forma controlada.
Se pueden clasificar los tipos de aparejo de producción de acuerdo a la función que
realizan, entrelas principales se encuentra:

 Aparejo sencillo (pozos fluyentes).
 Aparejo sencillo selectivo.
 Aparejo para bombeo neumático.
 Aparejo para bombeo electro centrífugo.
 Aparejo con sarta de velocidad.
 Aparejo con bombeo mecánico. 15

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

La figura 21 muestra la anterior clasificación de los aparejos de producción.

Figura 21 Clasificación de aparejos de producción, según tipo de producción de pozo.

Un aspecto importante a calcular en el aparejo de producción es el diámetro del
aparejo, el cual es determinado mediante un análisis nodal (Fig. 22) en el que se
estudia simultáneamente el comportamiento de flujo en el pozo y el IPR (Inflow
Performance Relationship); el punto de intersección de estas curvas es el punto de
solución o punto de flujo natural, y determina el gasto de producción y la presión de
fondo fluyendo.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 22 Análisis nodal para selección de diámetro del aparejo.

El diámetro del aparejo de producción debe ser tal que permita transportar los
gastos de producción esperados, dado que, si es pequeño, restringe la producción,
por el contrario, si es demasiado grande, el flujo puede ser intermitente o inestable,
además de incrementar el costo total del pozo, dado que la geometría de las
tuberías de revestimiento depende directamente del tamaño del aparejo de
producción.15

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Para un diseño adecuado de un aparejo de producción es importante tener en
cuenta factores como:
 Factor de flotación.
 Agentes de corrosión; los principales agentes que afectan a las tuberías son
los gases disueltos (oxígeno, dióxido de carbono e hidrógeno sulfuroso),
sales disueltas (Cloros, carbonatos y sulfatos) y ácidos.
 Presión del yacimiento.15

EMPACADORES.
Un empacador es un accesorio empleado para sellar la parte exterior del aparejo de
producción y la parte interior de la tubería de revestimiento o de explotación, las
funciones principales de los empacadores son:
 Proteger el revestimiento de la presión del yacimiento y de operaciones tales
como estimulaciones o fracturamientos.
 Evitar el contacto entre los fluidos producidos y los de revestimiento.
 Aislar zonas con daño o perforaciones re cementadas.
 Mantener un fluido empacador en el espacio anular.14
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 23 Empacador de producción.

A grandes rasgos los empacadores se dividen en dos categorías los recuperables
y permanentes.
Los empacadores permanentes como su nombre lo indica, quedan fijos a la tubería
mediante cuñas de acción opuesta, su recuperación requiere la molienda de los
mismos, este tipo de empacadores era muy usado pero debido a la necesidad de
moverlos para su recuperación ha disminuido su utilización.14
Los empacadores recuperables, por el contrario, están diseñados para ser anclados
y desanclados después de cierto tiempo para su recuperación, estos son
adicionados para utilizarse en una nueva intervención, en cuestión de función es la
misma que los permanentes.14
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 24 Tipos de Empacadores.

Los componentes de un empacador son:
 Elementos de sello.
 Cuñas.
 Conos.
 Cuerpo del empacador.14

Elementos de sello: Su función es generar un sello entre el empacador y la tubería
de revestimiento. Estos pueden ser fabricados de diferentes materiales los cuales
pueden ser operados bajo diferentes condiciones de presión y temperatura.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Cuñas: Se incrustan en la tubería de revestimiento para fijar esta con el empacador
y así evitar el movimiento de este, además permiten la aplicación de peso y tensión
para comprimir el elemento de sello.
Conos: Sirve como un expansor para forzar las cuñas hacia la tubería de
revestimiento, también sirven como soporte a los elementos de sello.
Cuerpo del empacador: Es una superficie pulida que está en la parte interior del
empacador, la cual forma un sello con las unidades de sellos multi-v impidiendo el
flujo entre el empacador y el aparejo de producción. Además, esta parte del
empacador mantiene unidos todos los componentes de la herramienta.14

Figura 25 Composición del empacador.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

NIPLES DE ASIENTO.
Son accesorios que se integran al aparejo de producción y varían ampliamente en
diseño y construcción, su función es alojar, asegurar y sellar dispositivos de control
de flujo, tales como: tapones estranguladores de fondo, válvulas de contrapresión,
etc. Hay dos tipos de niples de asiento los cuales son los más ocupados:
 Niples selectivos: Forman parte del aparejo de producción y se pueden
instalar uno o varios para separar intervalos.
 Niples retenedores / No-Go: Estos se localizan en la parte inferior (al final)
del aparejo, ya que se tiene una restricción o un diámetro pequeño.4

Figura 27 Tipos de Niples de Asiento. Figura 26 Esquema de ubicación de Niples de
Asiento.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

VÁLVULAS DE SEGURIDAD Y CIRCULACIÓN.
Las válvulas de seguridad, también llamadas válvulas de tormenta, son utilizadas
mayormente en pozos costa afuera, se instalan de 100 a 150 metros de la superficie
y se clasifican de acuerdo a su operación:
 Autocontroladas: Son aquellas que operan a cambios de presión.
 A control remoto: Son operadas desde la superficie. (válvulas tormenta)
Las válvulas de circulación se usan a fin de controlar el pozo y recuperar el aparejo
de producción, lavado de pozo y se instalan a escasos metros por encima del
empacador.1,4.

Figura 28 Válvula de Circulación y Válvula de Seguridad.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

BOLA COLGADORA.
La bola colgadora de tubería de producción es un tubo de acero con características
especiales cuya función es proporcionar una interface entre el cabezal del pozo y el
árbol submarino, este componente funciona como el cabezal de la tubería de
producción. Tiene como principales funciones:
 Suspensión de la tubería de producción.
 Cerrar el espacio anular del pozo.
 Como bloqueo dentro del cabezal o del cuerpo del árbol que resiste
despegue de cargas causadas por el crecimiento de presiones y
temperaturas.
 Producción directa dentro del árbol. 9

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

CAPÍTULO 4
OPERACIONES Y PROCESOS EN LA TERMINACIÓN DE
POZOS PETROLEROS

4.1 LAVADO DE POZO.

El lavado de pozos es una de las operaciones más importantes en la etapa de
terminación, debido a que con ella se evita la depositación de partículas sólidas que
puedan obstruir el intervalo productor. Debido a que las partículas que obstruyen la
zona productora pueden obturar los poros de la roca en la vecindad del pozo y afecta
la producción del pozo, se debe hacer un diseño correcto del lavado del pozo en
donde lo principal es conocer la formación y las propiedades geológicas de los
fluidos a usar.
El objetivo del lavado de pozo es desplazar el lodo y remover los sólidos adheridos
a las paredes de la tubería para eliminar partículas como barita, recortes, cemento
y sedimento; esto con el objeto de tener un fluido libre de contaminantes, y evitar
daño a la formación durante las operaciones posteriores. El lavado de pozo consiste
en desplazar el lodo de perforación empleado en la última etapa con un fluido de
terminación libre de sólidos mediante el empleo de baches lavadores, separadores
y viscosos.
La óptima limpieza del pozo genera que el fluido de terminación elimine partículas
contaminanteslas cuales al momento de realizar los disparos el pozo no genere
daños por sólidos no removidos que pueden taponar los poros y/o canales de la
formación productora implicando una reducción en la permeabilidad, la cual afecta
directamente la producción del pozo.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

DISEÑO DE LAVADO DE POZO.
Los principales parámetros en el diseño del lavado de un pozo son los siguientes:
 Sarta de lavado.
 Baches (Tipo, cantidad y posición).
 Volumen de baches o longitud lineal.
 Presión diferencial máxima durante el desplazamiento.

SARTA DE LAVADO.
Lo recomendable es emplear la tubería de perforación, tubo o niple aguja en la parte
inferior y escariadores en serie cuando existan dos diámetros de tubería de
revestimiento. El uso de cepillos, difusores, escariadores rotatorios o algún otro
elemento mecánico que mejore la eficiencia de la limpieza, debe analizarse antes
introducirse al pozo, con la finalidad de evaluar el riesgo y el beneficio que se espera
por el incremento de recursos a emplear.

Figura 29 Proceso de lavado de pozo con fluido de terminación.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

BACHES (TIPO, CANTIDAD Y POSICIÓN).
Los tipos de fluidos a emplear como baches para la realización de una operación
exitosa son los siguientes:
 Fluido de perforación.
 Fluido espaciador (este puede ser agua o diésel).
 Fluido lavador.
 Fluido viscoso.
 Fluido de terminación.

VOLUMEN DE BACHES O LONGITUD LINEAL.
La función del bache espaciador es separar dos fluidos a fin de evitar su
contaminación; por lo tanto, éste debe proveer una distancia suficiente para
mantener los fluidos alejados uno del otro. Debido a lo anterior, se recomienda un
volumen de bache espaciador equivalente a 500 m lineales en el espacio anular
más amplio.
Figura 30 Tipo y posición recomendada de los baches.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Esto, siempre y cuando no altere el programa de líquidos en el equipo. Para casos
específicos, se debe considerar la logística y el costo del diésel. Respecto al cálculo
del volumen de los baches lavadores y viscosos para la operación de lavado, se
recomiendan los siguientes criterios:

1. 150 m lineales en el espacio anular, se puede obtener el volumen del bache
mediante la Ec.1.

2. 10 minutos de tiempo de contacto en el espacio anular, el volumen se obtiene
mediante la Ec.2.
Donde:
𝑑2 = 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑇. 𝑅. 𝑒𝑛 𝑝𝑔
𝑑1 = 𝐷𝑖á𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜 𝑒𝑥𝑡𝑒𝑟𝑛𝑜 𝑑𝑒 𝑙𝑎 𝑇. 𝑃. 𝑒𝑛 𝑝𝑔
𝑉𝑜𝑙 = 𝑉𝑜𝑙𝑢𝑚𝑒𝑛 𝑑𝑒 𝑙𝑜𝑠 𝑏𝑎𝑐ℎ𝑒𝑠 𝑒𝑛 𝑏𝑙𝑠
𝑞 = 𝐺𝑎𝑠𝑡𝑜 𝑑𝑒 𝑏𝑜𝑚𝑏𝑒𝑜 𝑒𝑛
𝑔𝑎𝑙
𝑚𝑖𝑛⁄

𝑉𝑜𝑙 = 0.5067 ∗ (𝑑2
2 − 𝑑1
2)(150𝑚𝑡𝑠)
𝑉𝑜𝑙 = 𝑞 ∗ 37.85

Ec…1
Ec…2
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

PRESIÓN DIFERENCIAL MÁXIMA DURANTE EL DESPLAZAMIENTO.
La presión diferencial de desplazamiento es aquella presión que se requiere para
realizar el desplazamiento con eficacia y seguridad.
Cuando se tengan condiciones estáticas, la máxima presión requerida será igual a
la presión hidrostática de la TR menos la presión hidrostática de la TP al momento
de llegar el fluido de terminación al extremo del aparejo de limpieza, se puede
obtener dicha presión mediante la Ec.3. En condiciones dinámicas se debe de tomar
en cuenta las perdidas por fricción de los fluidos, como se muestra en la figura 31.
Donde:
∆𝑝 = 𝐷𝑖𝑓𝑒𝑟𝑒𝑛𝑐𝑖𝑎𝑙 𝑑𝑒 𝑝𝑟𝑒𝑠𝑖ó𝑛 𝑒𝑛
𝑘𝑔
𝑐𝑚2
⁄
𝑃𝑟𝑜𝑓𝑣𝑒𝑟 = 𝑃𝑟𝑜𝑓𝑢𝑛𝑑𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒 𝑖𝑛𝑡𝑒𝑟é𝑠 𝑒𝑛 𝑚𝑒𝑡𝑟𝑜𝑠
𝜌𝑓 𝑝𝑒𝑟𝑓 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑑𝑒 𝑝𝑒𝑟𝑓𝑜𝑟𝑎𝑐𝑖ó𝑛 𝑒𝑛 𝑔𝑟/𝑐𝑐
𝜌𝑓 𝑠𝑒𝑝 = 𝐷𝑒𝑛𝑠𝑖𝑑𝑎𝑑 𝑑𝑒𝑙 𝑓𝑙𝑢𝑖𝑑𝑜 𝑠𝑒𝑝𝑎𝑟𝑎𝑑𝑜𝑟 𝑒𝑛 𝑔𝑟/𝑐𝑐
∆𝑝 =
(𝑃𝑟𝑜𝑓𝑣𝑒𝑟)(𝜌𝑓 𝑝𝑒𝑟𝑓 − 𝜌𝑓 𝑠𝑒𝑝)
10
Ec…3
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 31 Diagrama de presión requerida para desplazar el bache lavador.

Se requiere obtener la presión diferencial máxima con objeto de determinar el
equipo de bombeo a usar. Si la presión diferencial es mayor a la presión de trabajo
de las bombas de lodo, se debe emplear una unidad de alta presión, de lo contrario
se deben emplear bombas de lodo con el mayor diámetro de camisa posible. Esto,
con la finalidad de alcanzar el mayor gasto de bombeo.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

4.2 ESTIMULACIONES.

El proceso de estimulación de pozos consiste en la inyección de fluidos de
tratamiento a gastos y presiones bajas que no sobrepasen a la presión de fractura,
con la finalidad de remover el daño a la formación ocasionado por la invasión de los
fluidos a la formación durante etapas de perforación o terminación del pozo.
Dependiendo del tipo de daño presente en la roca y la interacción de los fluidos para
la remoción de este, las estimulaciones se pueden realizar por medio de dos
sistemas principales, sistemas reactivos y no reactivos.

DAÑO A LA FORMACIÓN.

El daño a la formación es un parámetro muy importante a considerar en la industria
petrolera, pues la identificación y cuantificación de este nos permitirá mejorar la
productividad de un 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 alteran las propiedades
petrofísicas importantes de la roca como la porosidad y la permeabilidad (Zapata,
1983).

CLASIFICACIÓN DEL DAÑO A LA FORMACIÓN.

CLASIFICACIÓN SEGÚN GRUBB-MARTIN.

Se puede clasificar el daño a la formación en daño somero y profundo (Grubb &
Martin, 1963)
Daño somero; es el causado por:
 Partículas de lodo de perforación y otros sólidos.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de la formación en la zona
invadida por el filtrado de lodo.
 Emulsiones.
 Aguas incompatibles.
 Parafinas e incrustaciones.
Daño profundo; es el causado por:
 Bloqueo por agua.
 Hinchamiento y/o dispersión de las arcillas de la 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.

CLASIFICACIÓN SEGÚN ROBBERTS- ALLEN.

Se puede clasificar el daño a la formación en daño causado por sólidos o causado
por el filtrado de fluido (Allen & Robets, 1978):
Daño causado por sólidos, el cual 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.
 Partículas de cemento.
 Detritos de las pistolas.
 Incrustaciones de polvo.
 Oxido de las tuberías.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

 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,
presentándose en cualquiera de las etapas de vida de un pozo. Todo pozo a su
inicio de su explotación o durante la misma, se encuentra dañado en menor o mayor
grado y se hace imprescindible la remoción del mismo para restituir las condiciones
naturales de producción, esta remoción puede resultar difícily costosa.

TÉCNICAS DE ESTIMULACIÓN.

Después de la terminación de un pozo, en una reparación mayor o en el desarrollo
de la vida productiva de los pozos, 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 puede observar la clasificación de las estimulaciones en la figura
32 y 33, donde se muestra la clasificación de las estimulaciones según el volumen
a utilizar, así como la clasificación de éstas según el tipo de reactivo empleado.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

Figura 32 Clasificación de estimulaciones según el tipo de reactivo.

ESTIMULACIÓN REACTIVA (ÁCIDA).
Es en la cual los fluidos de tratamiento reaccionan químicamente disolviendo
materiales que dañan la formación y a los sólidos contenidos en la roca. Utilizándose
para la remoción de daño por partículas de sólidos (arcillas), precipitaciones
inorgánicas. Los fluidos a utilizar principalmente son los sistemas ácidos. El éxito de
estos tratamientos se basa en la selección del sistema acido.
Podemos clasificar los tipos de ácidos que se utilizan en esta estimulación en ácidos
orgánicos e inorgánicos.

ÁCIDOS INORGÁNICOS.
Ácido clorhídrico: El ácido clorhídrico es el más utilizado para 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
Clasificación de estimulación en
base al reactivo
Estimulación reactiva
Estimulación no
reactiva.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

calcáreos y 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.

ÁCIDOS ORGÁNICOS.
Ácido acético: Este tipo de ácido fue el primer ácido orgánico utilizado en la
estimulación de pozos, es un ácido débil debido a que su ionización en agua es
parcial y ocurre lentamente, se utiliza 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 utiliza 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.

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
empleados comúnmente son; el fluido base (aceite, xileno, alcohol, etc.) y un agente
activo siendo el surfactante el más utilizado.
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 reactivo
son:
 Cambio de mojabilidad.
 Bloqueo por emulsiones o invasión de finos.
 Daño por depositación de material orgánico (asfáltenos y parafinas).
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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
porque utiliza 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.

ESTIMULACIÓN MATRICIAL.
Los procedimientos de la estimulación matricial son caracterizados por gastos de
inyección a presiones por debajo de la presión de fractura, esto permitirá 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 localización del daño, y su compatibilidad
con el sistema roca fluido de la formación.
Clasificación en base al volumen a
utilizar
Estimulación de
limpia.
Estimulación Matricial.
Estimulación por
fracturamiento.
Figura 33 Clasificación de estimulaciones según el volumen a utilizar.
Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

La estimulación matricial se divide en dos grandes grupos, los grupos son:
 Estimulación matricial ácida.
 Estimulación matricial no ácida.
La selección del tipo de estimulación matricial a realizar, estará en 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).

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) y rebasando la
presión de fractura. Esta estimulación es utilizada cuando la permeabilidad de la
formación es muy baja, pues lo que se requiere al realizar esta operación es inyectar
el fluido estimulante a un gasto alto para fracturar la formación, pues 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 en Zona Marina

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.

BACHE LAVADOR.
En los baches lavadores el esfuerzo de corte es directamente proporcional a la
velocidad de corte; por 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 en el 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.

Terminación de Pozos Petroleros en Zona Marina

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