terminacion avanzada de pozos

REPARACIÓN DE POZOS
PRODUCCION PETROLERA
Ing. Celestino Arenas
UDABOL 1
REPARACION DE POZOS
INTRODUCCION
La planeación de explotación de un campo petrolero debe tomar en
cuenta “El uso adecuado de los recursos humanos, tecnológicos y
financieros disponibles, para maximizar la rentabilidad económica de
un yacimiento, minimizando costos de inversión y operación, y
maximizando ingresos conlas consideraciones de seguridad industrial
y protección ambiental necesarias” .A lo largo de la vida productiva de
un yacimiento, el pozo es el medio de comunicación del yacimiento
con la superficie y es el único medio de control que se tiene para
gobernar la explotación de los hidrocarburos. Duranteel largo periodo
de producción de los pozos se hacen presentes una serie de factores,
como arena de formación, fluidos corrosivos, precipitación de
orgánicos, etc. Que pueden ocasionar fallas o deterioro de algunos de
los accesorios del aparejo de producción o pueden causar daño a la
formación. Esta situación, puede reducir los gastos de producción o
impedir el control eficiente de la explotación.

UDABOL 2
El mantenimiento y reparación a pozos es uno de los temas más
importantes a los que se enfrenta la industria petrolera debido a la
diversificación de problemas a los que se presentan los pozos
dependiendo de las características mismas del pozo, las propiedades de
los fluidos que son producidos y las propiedades de la formación
productora; estas características tienen mucha influencia en el tipo de
problemáticas a los que se vea expuesto el pozo.
El termino reparación se refiere a una variedad de operaciones
correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener, restaurar o
mejorar su producción. La reparación de un pozo es un procesoque se
lleva acabo después de la perforación y de la terminación que en
conjunto son las operaciones que tienen como fin comunicar a la
formación productora con la superficie teniendo como objetivo
optimizar, rehabilitar o mejorar la productividad de un pozo y de esta
manera obtener hidrocarburos al menor costo.
La capacidad de analizar y diagnosticar correctamente o prevenir
posibles intervenciones es muy importante en la industria ya que
representa reducción en costos de operación, reduce la perdida de
producción y daño ambiental por alguna falla. El presente trabajo se
enfocala reparación de las diferentes problemáticas inherentes al pozo
petrolero debido a que la problemática que se tiene por producción
diferida, baja productividad, daño de instalaciones superficiales y

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daños ambientales repercuten fuertemente en el tipo de intervención
a realizar así como las inversiones que conllevan cada una.
IMPORTANCIA
Este tema es de suma importancia debido a que los costos asociados a
la reparación de pozos requieren de una alta planificación de las
actividades en este ramo a fin de evitar desperdicios de recursos y
problemas de seguridad que pudiesen poner en riesgo a la misma.
OBJETIVOS:
OBJETIVO GENERAL
Lograr una visión clara de lo que representa el procesode Reparación
y Mantenimiento de Pozos, tomando en cuenta el punto de vista
técnico.
OBJETIVOS ESPECÍFICOS
 Identificar los tipos de Trabajos de reparación de acuerdo con el
problema que se presenta en el pozo.

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 Mejorar o recuperar la producción de estos mediante la
aplicación de alguna operación que mejor se adapte a resolver
la problemática que presenta el pozo.
1. REPARACION DE POZOS
El termino reparación (también conocido como rehabilitación,
reacondicionamiento o workover) se refiere a una variedad de
operaciones correctivas realizadas en un pozo a fin de mantener,
restaurar o mejorar su productividad. Las operaciones de reparación
pueden incluir trabajos como la substitución de tuberías de
producción dañadas, disparar otro intervalo para poner en producción
una zona más alta, acidificación por daño en el área cercana al pozo,
taponamiento y abandono de una zona, entre otras.
El termino servicios de mantenimiento a pozos se refiere a las
operaciones de reacondicionamiento realizadas a través del árbol de
válvulas, con la tubería de producción en su lugar.
Estas operaciones también seconocen como“intervención de pozo”. Se
puede utilizar tubería flexible (“coiled tubing”), tubería de producción
de pozo diámetro, cable de acero y sartas de trabajo. Muchas de las
operaciones son similares a las realizadas durante un
reacondicionamiento, pero se encuentran limitadas por el diámetro
interno (ID) de la terminación existente.

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La reparación de pozos es un proceso llevado a cabo después de la
perforación y de la terminación que en conjunto son las operaciones
que tienen como fin comunicar a la formación productora con la
superficie teniendo como objetivo optimizar, rehabilitar o mejorar la
productividad de un pozo y de esta manera obtener hidrocarburos al
menor costo. Para esto deben emplearse técnicas y equipos adecuados
a las características del yacimiento (Tipo de formación, mecanismo de
empuje, etc.). En la planeación no solo se debe considerar los costos
iníciales y la producción en la etapa de fluyente, si no las condiciones
del pozo a largo plazo que es donde entra la etapa de reparación del
pozo, tomando en cuenta las futuras reparaciones y la instalación de
sistemas de producción artificial.
Para la reparación de pozos un factor que afecta comúnmente a la
producción es el daño a la formación (disminución de la
permeabilidad) causado por el filtrado de lodo durante la perforación,
terminación y más aún al disparar al intervalo productor. Por lo que
esto ha llevado a tomar en cuenta los efectos perjudiciales que pueden
ocasionar los diversos fluidos de control sobrelas formaciones, debido
a lo cual es necesario seleccionar cuidadosamente los fluidos
utilizados durante las intervenciones.
Para tomar la decisión de llevar a cabo la reparación de un pozo se
debe de tomar en cuenta alguna de los siguientes parámetros:

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1. Disminución de la producción.
2. Deterioro del aparejo de producción.
3. Arenamiento o limpieza de pozo.
4. Incorporación de un intervalo productor.
5. Cambio de Intervalo productor.
Tomando en cuenta la reparación que se realizara es muy importante
contar con la historia del pozo la cual contiene: las operaciones
realizadas durante la perforación y terminación de este, así como las
intervenciones realizadas durante la vida fluyente del mismo, para
realizar un buen programa operativo y realizar las operaciones
correctas en el pozo.
1.1 RAZONES QUE JUSTIFICAN LA REPARACIÓN DE POZOS.
Existen diversas razones que justifican un trabajo de reparación de
pozos, pero la mayor parte de ellas se puede agrupar en seis categorías
básicas:
Reparar o sustituir equipos dañados (ej. Equipo de producción
con corrosión, acumulación de incrustaciones o con fugas).

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Reparar daños naturales dentro del pozo (Reparar el daño a la
formación en la región cercana al pozo).
Disparar para poner otra zona en producción (Aumentar la
producción aislando una zona agotada y disparando otra)
Aumentar la producción de una zona existente.
Convertir el pozo de productor a inyector y viceversa.
Sustituir el equipo de levantamiento artificial.
Aunque también pueden existir más razones como ser:
Mayor permeabilidad al abrirse fracturas naturales o crearse
otras nuevas y mejora de las comunicación entre la formación
y el pozo (es decir, operaciones de fracturamiento hidráulico).
Mejorar el flujo del crudo que es muy viscoso como para fluir
fácilmente.
Aliviar problemas naturales tales como la conificación de agua
o formación de casquete de gas.
Aliviar la contrapresión excesiva que se deriva de formaciones
taponadas u obstrucciones en el pozo o los equipos en superficie.
Para su mejor comprensión es bueno explicar detalladamente los
puntos anteriormente mencionados:
1.1.1 REPARAR O SUSTITUIR EQUIPOS DAÑADOS

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Los ambientes de fondo adversos (ej. Erosión, reacciones químicas,
temperaturas extremas) pueden dañar los equipos durante la vida útil
de un pozo. Los siguientes tipos de equipos pueden requerir de
reparación:
Empacadores de la tubería de producción.
Mandriles y válvulas de levantamiento artificial por gas.
Tuberías de producción.
Bombas electro sumergibles (ESP)
Bombas de mecánicas con varillas de succión (bombas de
vástago).
1.1.2 REPARAR DAÑOS NATURALES DENTRO DEL POZO
El término daño natural se refiere al daño en la roca del yacimiento o
los fluidos dentro de ella. Este daño se dio como resultado de la
reducción en la permeabilidad del yacimiento en las cercanías del
pozo, causado en la perforación debido a la filtración de los lodos de
perforación y los sólidos contenidos en este. Algunos ejemplos de este
daño natural incluyen la producción de arena, excesiva producción de
gas o de agua.
1.1.3 DAÑO A LA FORMACIÓN CERCANA AL POZO.

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Los alrededores del pozo que han sido perjudicados por el proceso de
perforación, generalmente como resultado de barro o cemento-
filtrado invasión.
El daño puede afectar significativamente la productividad y por lo
general más fácil prevenir que es para curar. Aunque casi se siempre
presente una zona ligeramente dañada alrededor del pozo, esta puede
ser superada mediante la perforacióndetúneles para crear la conexión
de las tuberías del pozo a la formación del yacimiento en buen estado.
Los casos más graves de daño pueden requerir una matriz-
acidificación, tratamiento con el cual se puede restaurar la
permeabilidad natural, o un tratamiento de fracturamiento hidráulico
para crear un nuevo camino de gran flujo de conductividad para el
depósito. Algunos de estos ejemplos de daño a la formación incluyen:
Expansión de las arcillas finas de la formación, dentro del
espacio poroso de la roca del yacimiento.
Gargantas de poro obstruidas debido a la migración de
partículas finas a través de la formación y hacia el pozo.
Obstrucciónpor acción de la emulsión que se forma debido a la
mezcla de dos fluidos que usualmente permanecen separados
(inmiscibles), tales como una salmuera de terminación y crudo.
El resultado es una mezcla sumamente viscosa que reduce la
permeabilidad relativa de la formación productora.

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Reducción del tamaño de la garganta de poro debido a la
precipitación de escamas, tales como carbonatos de calcio o
sulfatos de calcio, provenientes de los fluidos del yacimiento,
como resultado de la reducción de temperatura o presión.
1.1.4 PRODUCCIÓN DE ARENA
Debido a que muchos yacimientos se ubican en lechos de arena, la
producción de arena es un problema que usualmente se presenta en
yacimientos poco profundos con arenas poco consolidadas. A medida
que la arena se mueve a través del yacimiento, la sarta de producción
puede taponar los orificios disparados así como las válvulas de
seguridad y los equipos superficiales; además, puede erosionar los
componentes del árbol de válvulas.
La tasa de producción de arena puede aumentar debido a la fractura
de la formación, prácticas de producción deficientes, terminaciones
inadecuadas y fallas de los equipos.
Una técnica común en la industria, a fin de controlar la producción de
arena, se denomina empaque de grava y consiste en empacar, en el
espacio anular, partículas de graba dimensionadas, por fuera de una
rejilla especialmente diseñada para empaque de grava. De esta manera
se evita que la arena de formación entre en la terminación.
El empaque con gravasepuede realizar en pozo revestidoo en agujero
descubierto. Para estos procedimientos se utilizan diferentes tipos de

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rejillas: pre-empacadas, de empaque de grava o simplemente juegos
de varias rejillas.
Fig.1
1.1.5 PRODUCCIÓN EXCESIVA DE GAS
En algunos yacimientos, el gas asociado con el petróleo actúa como
una fuerzamotriz fundamental para la produccióndel crudo. Los tipos
más comunes de empujes de gas son: empuje por gas disuelto y
empuje por gas libre. En el primer tipo, el gas disuelto en el petróleo
contribuye a empujarlo hacia la superficie. En algún momento, parte
de este gas sale de la solución y queda atrapado por encima del

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petróleo, formando un “casquete de gas”. La energía en dicho casquete
ya se encuentra presente cuando se realiza la terminación. En
cualquiera de estos casos, el gas del casquete puede formar un “cono”
hacia abajo, es decir, hacia los orificios disparados y producirse junto
con el petróleo. La conificación quita al yacimiento parte de su energía
de empuje y así se reducen las tasas reproducción Figura 2.
A fin de controlar esta separación durante las etapas tempranas de la
producción, se debe controlar la presión a la cual los fluidos de pozo
se producen en el yacimiento. Mantener una cierta presión en el pozo
contribuirá a retener el gas disuelto con el petróleo. A medida que se
producen los fluidos del pozo, esta separación se hace cada vez más
difícil de mantener y, por lo tanto, serequiere un trabajo de reparación
correctivo. Este tipo de reparación involucra la cementación de los
intervalos disparados existentes y disparar una zona diferente a fin de
permitir que el petróleo que se encuentra por debajo del punto de
contacto petróleo-gas pueda fluir hacia la superficie.

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Fig.2 Producción excesiva de gas en pozos de petróleo.
1.1.6 PRODUCCIÓN EXCESIVA DE AGUA (CONIFICACIÓN).
En yacimientos con empuje por agua, la energía que empuja el
petróleo o el gas, proviene de la expansión de grandes cantidades de
agua, la cual generalmente, se considera incompresible, pero
realmente se expande y comprime en cierta medida. Considerando las
enormes cantidades de agua presente en una formación productora,
esta pequeña expansión representa una cantidad importante de

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energía, la cual facilita el empuje de los fluidos a través del yacimiento
y hacia la superficie.
En este tipo de empuje, el agua tiende a ser llevada arriba, en forma
de cono y, tarde o temprano, alcanzará los orificios disparados Figura
3.
Como resultado de ello se produce agua, y se deja atrás una porción
de las reservas de petróleo. Usualmente, el primer esfuerzo para
controlar la conificación implica reducir la tasa de producción; sin
embargo, cuando esto falla, puede ser necesario una operación de
reparación mayor para taponar los orificios disparados por debajo de
la zona de contacto petróleo-agua y producir desde la parte superior
de la zona inundada. Sin embargo en muchos casos, el agua termina
cubriendo todo el intervalo productor y se debe realizar un
reacondicionamiento para abandonar totalmente esa zona y de ser
posible, producir de otra.

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Fig.3 conificación de agua
2. TIPOS DE REPARACIÓN DE POZOS
Existen dos tipos de reparación de pozos:
1. Reparación mayor (RM)
Se define como la intervención al pozo en la cual se cambia la esencia
del pozo mismo, incluyendo: “Cambios de intervalo” , Ampliación o
reducción de intervalos, Profundización o Modificación para
acondicionamiento a otro fin (de productor a inyector, testigo etc.) Re
- entradas.
Todo esto con la finalidad de mantener al pozo en constante
producción.
2. Reparación menor (Rme)
Se define como la intervención al pozo en la cual no se modifica su
esencia pero puede ser tan costosa y difícil como cualquier reparación
mayor o la misma perforación, las mas comunes son: Corrección de
problemas en el aparejo, acondicionamiento a sistemas diferentes de

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producción (cambio de diámetros ,limpiezas, desincrustar, arenar o
engravar, acondicionamiento a bombeo neumático centrifugo o
mecánico), cambios de posición de empacadores y accesorios,
corrección de problemas en el pozo (colapsos, roturas, fugas,
hermeticidad) etc.
Estos conjunto de actividades que tienen la finalidad de corregir fallas
en los aparejos de producción que impiden flujo hacia la superficie.
Dichas actividades son:
a. Cambio de aparejo fluyente.
b. Conversión a bombeo mecánico.
c. Conversión a neumático.
d. Conversión a inyector.
2.1 REPARACION MAYOR
2.1.1 REPARACIÓN MAYORDISPARAR PARA PONER OTRAZONA
EN PRODUCCIÓN.
Una de las razones más comunes para realizar una reparación es la
terminación de ciertas zonas. La terminación de otras zonas implica
cambiar de zona desde la cual se producen los hidrocarburos, este tipo
de reacondicionamiento también se le llama reparación mayor.

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Muchos pozos se perforan de manera tal que penetran muchas zonas
pero solamenteuna de ellas a la vez sepone en producción. En algunos
pozos, las zonas más bajas se ponen a producir primero. Una vez
agotadas éstas, se someten a cambiar de zona productora (aislamiento)
de manera tal que sea posible poner en producción otra zona más
arriba Figura 4.
Figura 4 Reparación Mayor para poner en producción una zona más
alta.
En algunos casos, las zonas más altas se ponen a producir primero y
luego se cambia de zona productora para llevar la producción hacia
zonas más bajas Figura 5.
Durante estas intervenciones se tiene que aislar la zona productora

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efectuando una cementación forzada al intervalo, posteriormente se
muele el cemento y el retenedor cemento buscando dejar descubierta
la nueva zona de interés donde se encuentra el nuevo intervalo
productor.
Figura 5. Reparación mayor para poner en producción una zona más
baja.
En algunas reparaciones mayores para pasar de una zona más baja a
otra más alta, se coloca un tapón de cemento, un tapón recuperable o
un tapón de arena, los cuales posiblemente son bajados con cable a fin
de aislar la zona abandonada (Figura 6); esto contribuye a asegurar
que la zona disparada previa quede debidamente aislada.

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En una reparación mayor para pasar de una zona más alta a otra más
baja y donde no se utilice un tapón para aislar la zona, se pueden
requerir varios trabajos de cementación forzadaa fin de aislar las zonas
superiores y sellar los orificios disparados.
Figura 6. Aislamiento de una zona productora.
2.1.2 REPARACIÓN MAYOR PARA AUMENTAR LA PRODUCCIÓN
DE UNA ZONA EXISTENTE.
Es posible aumentar la producción de una zona dañada o de baja
producción mediante una o más de las siguientes técnicas.

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 ESTIMULACIÓN CON ÁCIDO O SOLVENTE
La estimulación matricial es una técnica de estimulación que implica
la inyecciónde un ácido en la rocade formacióna presiones por debajo
del nivel al cual se fracturará esa roca. Esta técnica permite remover
el daño causado por la perforación, terminación y reparación o por los
fluidos para controlar el pozo, así como para la precipitación de
depósitos provenientes del agua producida. Gracias a la acción del
ácido, se pueden abrir nuevos canales o rutas para los hidrocarburos
cerca de las paredes del pozo. El ácido clorhídrico(HCl) se utiliza para
tratar la caliza, dolomita y otros tipos de rocas carbonatadas, mientras
que el ácido fluorhídrico (HFl) se utiliza para los yacimientos de
areniscas. Una mezcla de HCl y HFI, se emplea para disolver los
depósitos perjudiciales de la arcilla. El daño de las parafinas o
asfáltenos presentes en el crudo pueden tratarse mediante solventes
orgánicos como la aromina.
 FRACTURAMIENTO HIDRÁULICO.
En algunos pozos es necesario fracturar una formación de manera
intencional, a fin de lograr una ruta más profunda para el flujo de
petróleo y gas hacia el pozo. Entre los fluidos de fractura se encuentra
el petróleo, agua, ácido, geles, emulsiones, espumas o combinaciones

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de éstos. Los fluidos de fractura se bombean bajo alta presión y a
elevados caudales a fin de fracturar la formación. En estos fluidos se
encuentran partículas de grano fino denominadas apuntalantes. Los
apuntalantes se encuentran constituidos por partículas de arena de
tamaño controlado o bauxita sintetizada (mineral de aluminio). El
apuntalante permanece en la fracturaparamantenerla abierta una vez
que se reduce la presión de bombeo.
Un trabajo de fracturamiento con ácido implica bombear un ácido
gelificado a una presiónsuperior al límite de fracturade la formación.
El gel abre una fractura y el ácido corroe las superficies de las rocas,
creando un patrón irregular, para este tipo de fracturamiento no se
utiliza apuntalante. Cuando las fuerzas terrestres cierranla fractura, la
superficie desigual de sus caras no encaja y se forma un nuevo
conducto para el petróleo y el gas.

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Fig.7 fracturamiento hidráulico
2.2 REPARACION MENOR
2.2.1 REPARACIONES MENOR CONVERSION DE UN POZO
FLUYENTE A SISTEMA ARTIFICIAL.
Las reparaciones menores son trabajos de rehabilitación de los pozos
cuyo objetivo es corregir fallas en el estado mecánico del pozo y
restaurar u optimizar las condiciones de flujo del yacimiento, pero sin
modificar las propiedades petrofísicas de la zona productora o de
interés.
Cuando un yacimiento no tiene o no puede mantener una energía de
empuje suficiente como para producir a una tasa económicamente

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justificable, se requiere la ayuda de los sistemas artificiales, de cual
existen cuatro tipos:
Bombeo mecánico
Bombeo Hidráulico
Bombeo de cavidades progresivas
Levantamiento por gas (gas lift)
Las tareas de reparación para los pozos con operaciones de
levantamiento artificial pueden incluir:
 Reparación para levantamiento por gas
Para levantamiento por gas, se recupera, repara o sustituye las
válvulas de levantamiento por gas que hayan perdido su
funcionalidad (las válvulas dañadas pueden permitir el paso del gas
directamente a través de ellas sin restricciones, al perderse su
precarga interna porque las piezas elásticas fuelles han perdido su
flexibilidad).

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Fig.9 Estado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo neumático
 Reparación para pozos con bombeo mecánico.
Para bombas mecánicas con varillas de succión (bombas de vástago) :
reparación o substitución de la bomba en el extremo de la sarta de las
varillas de succión, ya que puede existir daño debido al desgaste,
presencia de arena o bloqueo por presión. Este reacondicionamiento
implicaría el usodel equipo de reparación que permita extraer la sarta
con varillas y separarla de la tubería de producción, o también puede
utilizarse únicamente un equipo varillero. En algunos casos, el
movimiento reciprocante de las barras causa abrasión y, tarde o
temprano, corroe la tubería de producción.

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En esta situación, se debe sacar tanto la sarta de varillas como la de la
tubería de producción.
Figura 10 Estado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo
mecánico
 Reparación para pozos con bombeo hidráulico.
Para bombas hidráulicas: recuperar la bomba a través de la tubería de
producción para su reparación o substitución. En algunos casos, se

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debe limpiar primero la tubería de producción, pues la acumulación
de incrustaciones o parafinas puede obstaculizar el paso de la bomba.
Figura. 11 Estado mecánico de un pozo con aparejo de bombeo
hidráulico
 Reparación para pozos con bombeo cavidades progresivas

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Parabombas de cavidades progresivas:este tipo de reparación también
incluye el recuperar y reparar el aparejo de producción además de
utilizar varillas de succión para realizar la extracción de fluido.

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Figura. 12 Estado mecánico de un pozo por bombeo de cavidades
progresivas
2.3 CAMBIOS DEAPAREJOO EMPACADOR POR COMUNICACIÓN
O DAÑO.
Debido a las condiciones y requerimientos de optimización de la
producción de los pozos se hacen presentes una serie de factores que
pueden ocasionar fallas o deterioro de alguno de los componentes que
constituyen el aparejo de producción. Esta situación puede reducir los
niveles de producción o impedir el control eficiente de la explotación.
Entre las principales situaciones donde es necesario remplazar alguno
de los componentes de la sarta de producción; están:
Falla de alguna de las empaquetaduras por exceso de esfuerzo
tensión o compresión.
Fugas en el cuerpo de la tubería de producción por defectos de
fábrica, falta de torque en las uniones o mal diseño.
Mangas deslízate que no puede ser abierta o cerrada por la
erosión causada por la arena de la formación.
Válvula de seguridad que no funciona adecuadamente por
erosión causada por la arena de la formación.

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Recuperación de un pescado que no puede ser previamente
recuperado mediante trabajos de línea de acero.
2.4 REPARACION MENOR (CONVERSIÓN DE UN POZO
PRODUCTOR A INYECTOR)
Consiste en adecuar pozos productores para que sirvan de inyectores
de fluidos (Agua/gas). Esos inyectores pueden ser obtenidos de la
perforación de pozos o también a través de la conversión de
productores que ya están agotados o invadidos por agua o gas.
Aplicaciones:
En proyectos de recuperación suplementaria y para desechar
efluentes petroleros
Ventajas:
La reparación es una opción más económica que la perforación de un
pozo nuevo.
Desventajas:
Tiene una vida útil más corta que un pozo perforado debido a las
óptimas condiciones de los revestidores de un pozo nuevo.

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Fig.12 conversión de productor a inyector
3 PLANIFICACION DE LA REPARACION

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Para elaborar el diseño de la reparación del pozo es necesario
establecer las reglas del juego, se necesita considerar algunos factores
para la planeación de la intervención y allegarse de:
Información, del estado mecánico del pozo
Diagnóstico técnico del pozo y del problema existente
Recursos Humanos, Materiales, Financieros, Servicios, sistemas
de información disponibles para la intervención.
Fig.22 planeación de la reparación

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Con esta información se procede a elaborar el diseño técnico de la
intervención considerando, la Selección del equipo y conexiones
superficiales de control, prueba de conexiones, programa de control
del pozo, etc. estableciendo el programa de interacción del sistema. Y
establecer el programa para acopio de los recursos faltantes.
Fig.23 procesos de reparación

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Planeación de la intervención detalles recomendables
 Análisis financiero del Proyecto, B/C, TIR, P.R. Análisis de
sensibilidad
 Diseño de tuberías de revestimiento adicionales para la
intervención.
 Aparejo producción y accesorios.
 Conexiones definitivas de producción(Reparación o reemplazo).
 Programade toma de información, serviciode Registros y Línea
de Acero.
 Programa de Fluidos de Terminación y Filtrado y limpieza.
 Programa de Cementaciones de corrección.
 Programa de Inducción y Estimulaciones.
 Programa de mantenimiento al equipo de Reparación de pozos.
 Servicios de transporte.
 Programa de arrendamientos (oficinas, campamentos,
comedores equipo auxiliar).
 Programa de servicios especializados para accesorios de
terminación.

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 Programa de Servicios de higiene protección ambiental
seguridad industrial, seguridad social.
 Programa de Consumibles fijos (combustibles y lubricantes).
 Programa de “Costos” Depreciación, Seguros y Fianzas, Directos
e Indirectos Mano de obra.
 Presupuesto, precio, negociación y contrato con el
Administrador del Pozo
 Programa de estrategia de fallas.
Factores a considerar en la planeación de la intervención
 Antes de la reparación debe analizarse el pozo y efectuar
estudios del yacimiento por especialistas en ingeniería y
geología para determinar si la problemática es aislada o general.
 Se justifica hasta un 10% del costo en obtener la información y
asegurar las habilidades del personal involucradosi es necesario
capacitarlo según los autores Allen & Roberts.
 Es necesario efectuar un análisis económico de englobando los
pozos de un área, región o campo para determinar el riesgo del
proyecto.
 Hecho esto se debe analizar individualmente considerando el
riesgo de fracasoy las ganancias netas para cada pozo. El análisis
se deberá efectuar en forma multi - disciplinaria debido al

UDABOL 35
carácter de incertidumbre de estaactividad ya quehay diferentes
y múltiples soluciones. Esto tenderá a alentar al cliente cuando
el riesgo es alto pero las ganancias también.
 Para calcular la rentabilidad de las reparaciones se acostumbra
usar la tasa de retorno, el costo de la reparación u otros
parámetros económicos
 La rentabilidad es una función de la planeación y eficiente
ejecución.
4. ANALISIS DE POZOS PROBLEMAS
Un pozo problema es aquel que dentro de un marco económico
particular presenta límites predeterminados.
Como analizar un pozo problema
Durante la vida productiva de los pozos de petróleo ocurrendiferentes
situaciones que reducen su capacidad de producción tales como:
 Alta relación gas petróleo
 Alta producción de agua
 Perdida de producción especifica
Cuando los pozos llegan a la categoría de pozos problemas, deberá
llevarsea cabo un análisis a fondo con las recomendaciones necesarias
para cumplir con:

UDABOL 36
1. Reparar el pozo
2. Continuar produciendo hasta su límite económico
3. Mantener presión con inyección
4. Operaciones de recobro mejorado
5. Abandono del pozo
El analizar un pozo problema puede inclluir un estudio de yacimientos
y en algunos casos tomar registros de producción, limpiezas u otros
trabajos pequeños, para obtener datos ya sea para estudio del pozo o
del yacimiiento.
Por ejemplo: En un yacimiento de empuje por gas disuelto, la
saturación de gas aumenta a medida que produce el pozo y a su vez
disminuye la presión del yacimiento. Este gas liberado fluye hacia el
pozo, si la permeabilidad del mismo es vertical continúa, puede
presentarse una conificación de gas. La forma de corregir este
problema es completándolo más abajo ó sea cementar y recañonear
más abajo con esto disminuimos la RGP.
De aquí, la necesidad de mantener una constante “planificación sobre
los pozos por reparar”, para lo cual se deben analizar los problemas
específicos en cada pozo e identificar el pozo problema y el tipo de
reparación que se ha de realizar para el mantenimiento o generación
del potencial.

UDABOL 37
4.1 FACTORES QUE DEBEN CONSIDERARSE PARA IDENTIFICAR
UN POZO PROBLEMA
a) Problema aparente del pozo se analiza basándonos en su
comportamiento durante la vida productiva.
b) Revisar la Historia del pozo es la base principal para el
diagnóstico del problema y la recomendación del trabajo a
realizar, se deben tomar en cuenta los siguientes puntos:
Completación Original: Se deben considerar los procedimientos
utilizados en la perforación de las zonas productoras, incluyendo los
fluidos utilizados, trabajos de cementación (ubicar cuello flotador y
tope del cemento), fecha de completación e intervalos cañoneados
(tipo de cañón y su penetración) y detalle de la completación final
(tubería de producción, empacaduras, revestidores).
Trabajos Posteriores: Se analizan con detalles todos los trabajos
efectuados en el pozo, motivo por el cual fue efectuado, fluidos
utilizados, estimulaciones, detalles de tubería de producción y
resultados del trabajo.

UDABOL 38
Fig.24
Historia de Producción: Presenta el comportamiento de producción
del pozo, pruebas de producción actual de petróleo, agua y RGP. Se
reportan todos los cambios como estranguladores usados, métodos de
producción y acumulados de petróleo, agua y gas.
Fig.25
Presión del yacimiento: Se estudia el comportamiento de presión del
yacimiento, los cambios de producción en conjunto con los de presión
de yacimiento. Se compara la historia de presión del pozo problema
con los pozos del mismo yacimiento.

UDABOL 39
Fig.26
c) Diagnóstico del equipo de producción
Conocer las condiciones de operación de un equipo de producción, ya
que muchas veces el bajo rendimiento de determinados pozos se debe
a un mal funcionamiento de dicho equipo, lo cual se corrige sin que
se requiera la entrada de un taladro de reacondicionamiento.
d) Condición mecánica
Verificar el estado mecánico del pozo mediante la revisión de trabajos
anteriores en los cuales se hallan corrido herramientas de calibración
del revestimiento y que se hallan realizados pruebas de revestimiento
metiendo presión por el anular.

UDABOL 40
Fig.27
e) Pozos vecinos
Se revisan los problemas presentes en los pozos vecinos, los trabajos
realizados anteriormente y sucomportamiento de producción después
de cada trabajo. Su posición estructural, zonas abiertas a producción y
correlación con la del pozo estudio, zonas aisladas por problemas de
agua y/o gas.
f) Análisis de Estudio, Pruebas y Registro de Producción
Se analizan mapas estructurales, isópacos, isobáricos, porcentaje de
agua y sedimento (% AyS), se analizan los registros de producción,
pruebas de restauración de presión, caída de presión, pruebas de
inyectividad, análisis de agua, pruebas de comunicación, chequeos de
fondo y análisis de muestras de sedimentos.
g) Análisis de datos geológicos
Se ubica la posición estructural del pozo en el yacimiento, se realizan
análisis estratigráficos de los cortes transversales, identificación de los

UDABOL 41
contactos agua- petróleo (CAP) y gas–petróleo (CGP) y se analizan las
correlaciones.
h) Consideraciones de yacimiento
En estas consideraciones se deben tomar los datos de permeabilidad y
porosidades, saturación de agua, permeabilidad relativa, naturaleza de
las rocas del yacimiento, efectividad de los diversos mecanismos de
empuje del yacimiento, futuro pronostico del comportamiento del
yacimiento, futuros proyectos de recuperación secundaria.
i) Análisis Económico
Este análisis es muy importante y necesario para la planificación y
elaboración de los trabajos a realizarle al pozo, yaque es la parte donde
se consideran los factores esenciales en el análisis del proyecto.
La tasa de flujo de caja y el rendimiento de pago de los trabajos a
realizarse en los pozos se utilizan frecuentemente para calcular la
rentabilidad de los trabajos.
4.2 PROBLEMAS EN LOS POZOS

UDABOL 42
4.2.1 ANALISIS DE POZOS CON BAJA TAZA DE
PRODUCCION
Los problemas de baja tasa de producción pueden resultar de varios
factores, a nivel de yacimiento o del mismo pozo, que alteran la
normal producción del sistema pozo-yacimiento. Estos factores son:
 Baja permeabilidad de la formación.
 Baja presión del yacimiento.
 Daño de la formación.
 Taponamiento de la vecindad del pozo
 Alta viscosidad del petróleo.
 Excesiva contrapresión sobre la formación.

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 Inadecuado sistema de levantamiento

UDABOL 44

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UDABOL 46
AMBIENTE DEL POZO

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AMBIENTE EN EL YACIMIENTO

UDABOL 49

UDABOL 50
4.2.2 ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS CON ALTA
PRODUCCION DE AGUA
Ocurre generalmente en los yacimientos cuyo mecanismo
predominante de producción es por empuje hidráulico. Existen
otros factores que inciden en dichos problemas como invasión de
agua, conificación y fuentes externas.
BENEFICIOS DE LA TECNOLOGÍA DE CONTROL DE AGUA
 Incrementa la eficiencia de recobro
 Prolonga la vida productiva del pozo
 Reduce los costos de levantamiento
 Minimiza el tratamiento y disposición de agua
ANTECEDENTES
❒ RESERVAS REMANENTES DE PETROLEO
ATRACTIVAS
❒ POZOS PRODUCTORES CONALTOS CORTES DE
AGUA

UDABOL 51
ALTA PRODUCCION DE AGUA DIAGRAMA CAUSA Y EFECTO

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GRAFICOS DIAGNOSTICO DE CHAN (RAP- PAR VS TIEMPO)
ADEDAMIENTO DE AGUA
Para yacimientos estratificados, donde las características petrofísicas
difieren, presentándose algunos estratos conmejor permeabilidad que
otros, el empuje de agua se hace presente en estos estratos o lentes
más permeables, formando adedamientos.

UDABOL 53
Para estos tipos de yacimientos, se presentan varias alternativas para
completar los pozos, dándose el caso de completaciones con
selectividad de producción para cada lente o estrato, lo cual da
flexibilidad de producción y hace menos costosa la operación de
producción: pero complica operacionalmente las condiciones
mecánicas del pozo.
Otra manera de completación podría ser en forma sencilla en una
zona, lo cual facilita el drenaje homogéneo de cada lente, pero con
mayores costos de operación.
CONIFICACIÓN

UDABOL 54
En un yacimiento con empuje de agua, la caída de presión en los
alrededores del pozo puede tender a empujar el agua hacia arriba.
Cuando diferenciales extremos de presión existen en un pozo vertical,
la forma resultante del contacto agua petróleo en las cercanías del
pozo es cónica, en un pozo horizontal la forma es más parecida a la
cresta de una ola.
La conificación y "cresting" provienen de una baja presión en el fondo
del pozo resultando en un ascenso del contacto agua-petróleo (CAP).
Las técnicas para prevenirlas involucran formas de minimizar la caída
de presión en dicho contacto, manteniendo las tasas de producción por
debajo de la crítica, la cual es la tasa máxima de producción de agua
libre. Sin embargo, limitar la producción minimiza el coning, pero
también los ingresos.
Otros métodos para prevenir la conificación involucran el maximizar
la tasa crítica.

UDABOL 55
IYECCION DE AGUA

UDABOL 56
FRACTURAMIENTO NATURAL
ZONA DE AGUA ADYACENTE ACIDIFICACION MATRICIAL

UDABOL 57
COMUNICACIÓN
Fallas de Cementación
 Una pobreadherencia cemento/casing o cemento/formaciónson
la principal causa de canales en el anular entre el casing y la
formación.
 Estos canales pueden ocurrir en cualquier etapa de la vida de un
pozo, pero son usualmente observados debido a un rápido
incremento en la producción de agua después de una
estimulación o un corte de agua inesperado después de una
completación.
 Los canales detrás del casing son mucho mas comunes que las
fallas o fugas en el revestidor.
 Un buen trabajo de cementación primaria usualmente previene
canales detrás del casing.

UDABOL 58
 Métodos para alcanzar una buena adherencia entre el reservorio
y el casing han sido establecidos; sin embargo, pobre calidad en
los trabajos de cementación primaria son muy frecuentes.
FALLAS MECANICAS (CONFIGURACION DE LOS POZOS)

UDABOL 59
4.2.3 ANALISIS DE PROBLEMAS DE POZOS CON ALTA
PRODUCCION DE GAS
Para el caso de problemas de pozos con alta Producción de Gas, la
metodología para diagnósticar y controlar el Gas, se realiza de manera
similar al problema de alta Producción de Agua, con la diferencia que
serealizan análisis cromatográficos demuestras de Gas a fin de definir
el patrón del mismo. Adicionalmente se elaborarian los Gráficos de
Diagnósticos de Chan mediante la utilización de RGP y RGP’ vs
Tiempo
Producción excesiva de gas en pozos de petróleo: Las principales
fuentes de gas en pozos de petróleo son:
 Gas disuelto en el petróleo
 Capa de gas primaria o secundaria
 Flujo de gas por encima o por debajo de zonas de petróleo
ALTA PRODUCCION DE GAS DIAGRAMA CAUSA Y EFECTO

UDABOL 60
4.2.4 ANALISIS DE PROBLEMAS MECANICOS DE POZOS
5 EVALUACION DE LA REPARACION
Existen básicamente dos formas de evaluar la reparación de un pozo:

UDABOL 61
1.- desde el punto de vista económico, la cual debe hacerse previo a la
reparación teniendo como base los pronósticos de producción
generados del análisis del pozo y la formación financiera relacionada
con intervenciones, impuesto, costos, inflación, vida útil, etc.
2.- desde el punto de vista de los resultados obtenidos
5.1 EVALUACION ECONOMICA
Latoma de decisión relacionada con la ejecución de un proyecto,
perforación o reparación de un pozoesta sujeta alas expectativas de la
rentabilidad que se esperan del mismo la herramienta utilizada para
determinardicho indicador es la evaluación económica, mediante la
cual se introduce la información financiera realizada con inversiones,
costos, impuestos, inflación, vida útil del proyecto, factores de
descuentos, precios, etc. Y de esta manera se obtiene el balance
requerido para comparar opciones, alternativas y casos que permiten
la decisión final.
Ademas del indicador señalado, existen otros como el valor presente,
el tiempo de pago, etc. Que permiten reforzar la comparación
haciendo mas solvente, objetiva y confiable la toma de decisión.
En algunos casos la evaluación económica no es suficiente por si sola
para decidir; este es el caso de proyectos que son de utilidad publica o

UDABOL 62
nescesiadoperacional, en loque la decisión debe de obedecer otro tipo
de objetivo o directriz, diferente al beneficio económico.
5.2 ANALISIS DE LOS RESULTADOS
El análisis de los resultados de una reparación queda sujeto al hecho
de si salio la reparación de acuerdo con lo planificado. De otra forma
se deben estudiar las causas que impidieron obtener los resultados
pronosticados.
Entre las causas que pueden originar un fracaso en la reparación de
un pozo, se pueden señalar:
- Identificacion del problema
Este tipo de causa describeen tener una buena identificación del
problema existente en un pozo y que se requiere solucionar o
mitigar con al reparación del mismo. Una manera de
diagnosticar este típico problema es manteniendo control de los
comportamientos de producción – presión antes y después de la
reparación. Tambien es recomendable usar pruebas de
producción, presión, temperatura antes y después de cada
trabajo. Entre los graficos de control para este tipo de evaluación
es recomendable mantener: curvas de declinación, curvas de
índice de productividad, estudios de presión de fondo, registro
de producción, etc. Desde el punto de vista del yacimiento se

UDABOL 63
debe mantener control sobre la continuidad de arena, posibles
arenas productoras de agua/gas, avance de los frentes de fluido,
zonas de baja calidad de arena, zonas de baja o alta presión, zonas
productoras de arena, productoras de asfaltenos, etc.
- Problemas operacionales mecánicos
Los problemas operacionales o mecánicos son originados en el
pozo durante la reparación y completación del mismo, debido a
las diferentes condiciones a las cuales es sometido. Entre los que
pueden presentarse durante la reparación se tienen: pescados
dejados durante la reparación o completación fugas a travez del
revestidor, empacaduras tubería de producción, mandriles,
camisas de producción, fallas de la cementación y fallas del
equipo de producción. Durante la ejecución de un trabajo de
reparación en un pozo se utilizan para control del mismo, lodos
que son preparados de acuerdo a las condiciones de presión de
las arenas abiertas. Esto ocaciona muchas veces a al exeder el
peso del lodo que se generen altos diferenciales de presión en
contra de la formación, con el consiguiente daño de la misma.
Otras causas que generan la baja productividad de producción
del fluido indeseado (agua y o gas) y que pueden considerarse
como el tipo operacional o mecánicos, son: cañoneo paracial,
poca penetración del cañoneo, cañoneofuerade sitio, mal diseño
del equipo de producción, restricciones de tubería, ect

UDABOL 64
6. CLASIFICACIÓN DE POZOS
•En producción (Programa de evaluación y medición)
•Con problemas de producción(programa de intervención)
•Cerrados con posibilidades de explotación(programa de reparación)
•Cerrados sin posibilidades de explotación(programa de
taponamiento definitivo)
•Taponados
7. LIMPIEZA DE POZO.
Desde el comienzo de la etapa de producción hasta la fecha en que
cesa de ser productor comercial ,cada pozo requiere de limpieza y
reacondicionamiento , según los síntomas y dificultades mecánicas
que presentan sus instalaciones pozo abajo y/o el mismo estrato
productor. Los programas delimpieza y reacondicionamiento de pozos
en los campos petroleros son partes importantes del esfuerzo de cada
día para mantener la producción de hidrocarburos a los niveles
deseados. Además, estos programas de por si y conjuntamente con
todas las actividades de apoyo que requieren presentan un alto
porcentaje del presupuesto de operaciones, especialmente si los pozos

UDABOL 65
producen mayoritariamente por bombeo mecánico y los yacimientos
tiene años produciendo.
También se ha comprobado que los cambios de temperatura, presión
composición química del aceite y el contacto con sustancias de bajo
pH propician desequilibrio y la consecuente precipitación de
sustancias asfálticas y parafinitas, presentes en mayor o menor
proporción, que se depositan dentro de la tubería, obturándola parcial
o totalmente.
A su vez el movimiento natural de las partículas de arena en el fondo
del pozo, cuando un fluido es producido, es indudablemente un
problema de producción primaria de la mayoría de los campos
petroleros en el mundo, exceptuando los campos maduros, las arenas
bien consolidadas o carbonatos.
Los problemas que generanla precipitación de parafinas y/o asfáltenos
y el arenamiento en el pozo se pueden evitar con la limpieza del pozo
estas pueden ser la limpieza del aparejo de producción o a el fondo del
pozo.
7.1 LIMPIEZA DEL FONDO DEL POZO.
Esta operación consiste en circular un fluido lavador que limpie los
sedimentos y escombros del fondo del pozo y llevarlos a la superficie

UDABOL 66
la operación se puede realizar ya sea con el equipo de reparación o
tubería flexible
Con el equipo de reparación se tendría que retirar el aparejo de
producción y bajar tubería de perforación para circular el fluido hasta
obtener un retorno limpio de fluido circulante e instalar el aparejo de
producción.
Con el equipo de tubería flexible no es necesario retirar el aparejo de
producción aunque el tiempo de limpieza seincrementa por el cambio
en los volúmenes de circulación pero se evitan una mayor posibilidad
de pescados, ni olvidar hacer previamente un análisis de
compatibilidad entre los fluidos de limpieza y los producidos por el
pozo.
7.2 LIMPIEZA DE ARENA
La producción de arena es uno de los problemas más frecuentes que
ocurren durante la vida productiva de los pozos petroleros. Su
intensidad y gravedad varían con el grado de cementación de los
granos de la arena productora y con la forma como están completados
los pozos. Esta arena se deposita en el fondo del hoyo y con frecuencia
reduce la capacidad productiva del pozo.

UDABOL 67
En los campos donde la arena constituye una causa importante de
perdida de producción se dedican taladros para remediarla situación
con la mayor celeridad.
Bombeo de fluido para limpiar un pozo arenado
Causas
El arenamiento en los pozos es producido principalmente por las
siguientes causas:
• Falta de material cementante que mantenga la adherencia entre los
granos de la arena productiva.

UDABOL 68
• Disminución de la presión del yacimiento (Etapa avanzada de
producción) que reduce la adherencia entre los granos de la matriz, y
propicia su desplazamiento hacia el hoyo.
• La llegada (irrupción) del agua del acuífero a las cercanías del hoyo
puede deteriorar el material cementante entre los granos.
• Nivel de producción superior a la tasa crítica.
Consecuencias
Entre las principales consecuencias producidas por el arenamiento
están:
• Reducción de los niveles de producción.
• Erosión de los equipos de completación del pozo (cabillas, bombas,
mangas, etc.).
• Erosiónde los equipos e instalaciones de superficie (estranguladores,
separadores, válvulas,etc.).
Tipos de limpieza de arena
-Tipos correctivo:
Se aplica cuando en el hoyo hay volúmenes de arena que ya están
causando reducción de los niveles de producción. Estos trabajos

UDABOL 69
pueden ser realizados con: Taladros de rehabilitación, equipos de
coiled tubing y suabeadura.
Limpieza con taladro de rehabilitación:
En estos casos el procedimiento general es el siguiente:
1. Mudar el taladro seleccionado.
2. Controlar (“Matar”) el pozo.
3. Sacar la sarta de completación.
4. Bajar tubería de limpieza, circulando, hasta el fondo.
5. Circular en el fondo hasta obtener retornos limpios.
6. Sacar tubería de limpieza.
7. Bajar la sarta de completación.
8. Mudar

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Fig. 13 El siguiente gráfico esquematiza un trabajo de limpieza
efectuado con taladro.
Limpieza con coiled tubing:
Para la limpieza con este equipo de proceder de la siguiente manera:
1. Mudar la unidad de coiled tubing.
2. Vestir los equipos: bombas, carreto, impiderreventones,etc.
3. Instalar tubería continua a través del eductor.
4. Bajar tubería, circulando, hasta la profundidad programada.
5. Sacar tubería continua cuando los retornos estén limpios.
6. Mudar el coiled tubing.

UDABOL 71
Fig.14 El gráfico siguiente representa un trabajo de limpieza usando
el equipo de coiled tubing.
-Tipos preventivos:
Se aplica para prevenir o contrarrestar la producciónde arena en áreas
con largahistoria de arenamiento. Paraello los pozos son completados
conalgunos de los procedimientos tradicionales de exclusiónde arena.
A continuación se describe el procedimiento de empaque con grava a
hueco abierto, por ser utilizad en la mayoría de los pozos. Empaque
con grava a hueco desnudo.

UDABOL 72
Después de asentado y cementado el revestidor de producción se
procede de la siguiente manera:
1. Perforar hasta el tope de la arena productiva.
2. Asentar revestidor de producción.
3. Perforar hasta la profundidad total.
4. Ampliar el hoyo.
5. Bajar tubería ranurada (forro).
6. Empacar con grava el espacio anular entre el
forro y el hueco ampliado.
7. Mudar.

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Fig.15 Lasiguientefigura representaunpozocompletadoconunforro
ranurado, empacadocongrava, comomedidaparaprevenir laentrada
de arena al hoyo.
7.3 LIMPIEZA DE PARAFINA
La precipitación de parafina en el fondo del pozo o en la tubería de
producción esta asociada con la producción de crudo del tipo
parafínico. Su efecto adverso es que termina afectando los niveles de
producción de los pozos. Estas reparaciones pueden ser ejecutadas con
taladros estándares de rehabilitación, equipos de coiled tubing o
taladros para trabajos menores (suabeadura).
Causas:
Ladisminución de latemperatura del crudodesde el yacimiento hasta
el pozo causa desprendimiento de partículas de parafina que se
depositan en el hoyo.
Consecuencias:

UDABOL 74
La precipitación de la parafina en los pozos produce los siguientes
impactos:
• Taponamiento de los canales de flujo de la matriz (roca), reduciendo
la entrada de hidrocarburos de la formación al hoyo.
• Precipitación y adherencia en la tubería de producción reduciendo su
diámetro y afectando la tasa de producción del pozo.
Método de limpieza:
Existen básicamente tres métodos para remover los depósitos de
parafina del pozo: mecánico, químico y térmico.
• Mecánico: Se efectúa bajando dentro de la tubería equipos que
provocan el desprendimiento de los depósitos de parafina, tales como:
raspadores, cortadores o escariadores.
• Químico: Consiste en bombear a través de la tubería de producción
un material solvente (kerosene, gasolina, etc.) de la parafina
depositada en el hoyo.
• Térmico: Consiste en aplicar sustancias calientes (vapor, agua, aire,
etc.) como medio para hacer más fluida la parafina y así poderla
circular hasta la superficie.

UDABOL 75
Fig.16 A continuación se presenta el esquema de un pozo con
problemas de precipitación de parafina sometida a inyecciónde vapor,
usando un generador portátil.
7.4 LIMPIEZA DE ASFALTENOS
En áreas asociadas con la producción de petróleo del tipo asfáltico, es
frecuente la precipitación de asfáltenos en el medio poroso, en los

UDABOL 76
equipos de subsuelo o en las facilidades de superficie, que afectan con
frecuencia los niveles de producción.
Fig.17 En el siguiente gráfico se presentan las diferentes zonas donde
frecuentemente ocurre la precipitación de asfáltenos, y las facilidades
usadas para la inyección de solvente en el pozo, como medio para
diluir los tapones de asfáltenos.
Causas:

UDABOL 77
La precipitación de asfáltenos está asociada a los cambios de
composición del crudo debido a la liberación del gas y fracciones
ligeras, por efecto de la reducción de la presión del yacimiento.
Consecuencias:
La precipitación de asfáltenos produce:
• Taponamiento en los poros que reduce el flujo de hidrocarburos de
la formación al hoyo.
• Depósitos en las tuberías de producción, reduciendo su diámetro y
afectando los niveles de producción de hidrocarburos.
• Taponamiento en el separador y líneas de superficie.
Métodos de remoción:
Los métodos de remoción de asfáltenos en la sarta de producción son
básicamente de tipo químico o mecánico. Algunas veces, debido a la
severidad del problema, se usan los dos métodos simultáneamente.
Procedimiento químico:
El procedimiento consiste en:
1. Bombear a través de la tubería de producción un material solvente
de los asfaltenos (benceno, xileno, tolueno, etc.).

UDABOL 78
2. Dejar en remojo el solvente durante el tiempo previamente
determinado en el laboratorio.
3. Bajar el calibrador con guaya fina para verificar la profundidad del
tapón de asfaltenos.
4. Bombear un nuevo volumen de solvente, si el tapón no está
totalmente disuelto.
5. Repetir la operación si es necesario.
Procedimiento mecánico:
Este método se usa con frecuencia en combinación con un solvente.
Para ello se emplea el coiled tubing, equipado con una mecha en el
extremo de la tubería continua. El procedimiento es el siguiente:
1. Bajar la tubería continua con mecha en el extremo.
2. Perforar el tapón circulando solvente.
3. Avanzar hasta que haya sido despejado el tapón.
4. Circular en el fondo.

UDABOL 79
5. Sacar tubería continua.
Fig.18 En el siguiente gráfico se representa el esquema de un pozo
durante los trabajos de limpieza de asfáltenos depositados en la tubería
de producción, utilizando un equipo de coiled tubing.
7.5 REEMPLAZO DE LA SARTA DE PRODUCCIÓN
Durante el largo período de producción de los pozos se hacen
presentes una serie de factores, como arena de formación, fluidos
corrosivos, etc. quepueden ocasionar falla o deterioro de alguno de los
equipos que constituyen la sarta de completación. Esta situación, que
puede reducir los niveles de producción o impedir el control eficiente
de la explotación, es generalmente remediada mediante la entrada de

UDABOL 80
un taladro de reacondicionamiento de pozos o un equipo de
suabeadura.
Aplicaciones:
Entre las principales situaciones donde es necesario reemplazar
alguno de los componentes de la sarta de producción, están:
• Fallas de alguna de las empacaduras por exceso de esfuerzos de
tensión o compresión.
• Fugas en el cuerpo de la tubería de producción por defectos de
fábrica, falta de torque en las uniones o mal diseño.
• Manga deslizante que no puede ser abierta o cerrada por la erosión
causada por la arena de formación.
• Válvula de seguridad que no funciona adecuadamente por la erosión
causada por arena de formación.
• Recuperación de un pescado que no pudo ser previamente
recuperado mediante trabajos con guaya fina.
• Instalación de mandriles para LAG, no instalados en la completación
original.
Procedimiento:

UDABOL 81
Estos trabajos se ejecutan, con equipos típicos de rehabilitación de
pozos, según el siguiente procedimiento:
1. Matar el pozo.
3. Reemplazar los elementos de la completación deteriorados y
agregar los equipos adicionales programados.
4. Bajar la nueva completación.
5. Mudar.
Fig.19 El gráfico siguiente representa un pozo donde se ha
programado una reparación para cambiar la manga erosionada por
arena de formación que impide cerrar la zona de alta producción de
gas.

UDABOL 82
7.6 REEMPLAZO DE LA BOMBA DE SUBSUELO
Este tipo de reparación se efectúa con taladros o gabarras, en caso de
pozos profundos, y con equipos para trabajos menores (suabedura), en
los pozos someros.
Aplicaciones:
Las causas más frecuentes de estos trabajos son:
• Daño de la bomba por erosión de arena de formación.
• Daño del cilindro (barril) por golpeteo del pistón.
• Atascamiento del pistón de la bomba por la presencia de parafina,
asfalto o arena.
• Cambios en el comportamiento del pozo.
• Daño del motor de fondo (Bombas electrosumergibles).
Consecuencias:
Un pozo instalado con una bomba dañada o con una de capacidad
menor que la requerida puede causar pérdida total de suproducción o
una reducción de su nivel óptimo de producción.
Procedimiento:
El trabajo consiste en:
1. Matar el pozo.

UDABOL 83
3. Cambiar la bomba de subsuelo.
4. Mudar.
7.7 REEMPLAZO DE CABILLAS
Estos trabajos de reparación se efectúan generalmente con equipos
para trabajos menores (suabedura) ya que es un tipo de completación
muy típica de pozos someros.
Causas:
Las causas más frecuentes de estos trabajos son:
• Ruptura de cabillas por fatiga metálica.
• Desgaste de cabillas por roce con el revestidor, en pozos desviados.
• Ruptura por atascamiento del pistón dentro de la bomba.
• Falla por diseño deficiente.
Consecuencias:
Pérdida temporal de la producción del pozo.
Procedimiento:
Los pasos a seguir para realizar este tipo de trabajo son:
1. Matar al pozo.

UDABOL 84
3. Cambiar las cabillas.
4. Mudar.
7.8 CAMBIO DE ZONAS PRODUCTORAS
En los pozos completados con varias empacaduras es muy frecuente
cerrar o abrir las diferentes zonas productoras para evaluar y controlar
sus comportamientos y poder explotar eficientemente los yacimientos
asociados. Estas operaciones de cambio de zona sólo requieren el uso
de equipos de guaya fina que generalmente son provistos por las
empresas de servicio del ramo.
Aplicaciones:
Las aplicaciones de estos trabajos se listan a continuación:
• Evaluación del potencial de las zonas.
• Toma de registros de producción o de presión en forma selectiva.
• Toma de muestras de hidrocarburos, en una zona específica, para el
análisis de PVT.
• Abrir a producción nuevas zonas.

UDABOL 85
• Abandono temporal o permanente de zonas por alta producción de
agua o gas.
Procedimiento:
La operación de cambio de zonas generalmente se efectúa de dos
formas:
1. Cerrando/abriendo las mangas deslizantes que generalmente son
instaladas en la sarta de completación.
2. Alojando tapones metálicos en los niples de asiento instalados en la
tubería de producción.
7.9 CAMBIO DE VÁLVULAS PARA LAG
Los pozos que en el futuro serán sometidos a levantamiento artificial
con gas, son generalmente completados con mandriles, en cuyo
interior hay un bolsillo donde pueden ser alojadas las válvulas
utilizadas en este método de producción.
Aplicaciones:
Las situaciones más frecuentes donde se aplica este tipo de reparación
son:
• Cambio de las válvulas dañadas.

UDABOL 86
• Instalación de válvulas de LAG en remplazo de las válvulas ciegas
instaladas durante la completación.
• Reemplazo de las válvulas existentes por otras válvulas con diferente
calibración debido a la variación de la presión de entrega del gas de
LAG a los pozos.
Estos trabajos son ejecutados por compañías de servicio quienes
disponen del equipo de guaya fina y las herramientas adecuadas para
instalar y pescar las válvulas para LAG.

UDABOL 87
Fig.20 La primera de las figuras siguientes representa una
completación de un pozo donde se muestran los mandriles instalados
en la sarta de completación y en la segunda un mandril donde se
encuentra instalada una válvula para LAG.
7.10 RECUPERACIÓN DE PESCADOS
Durante las operaciones de cambio de zonas, toma de registros de
producción o de presión, etc., se pueden caer o atascar en el pozo
alguna de las herramientas, materiales o equipos utilizados en estos
trabajos. La recuperaciónde estos “pescados” se realiza con los equipos
de guaya fina que tienen disponibles las campañas especializadas en el
ramo.
En caso de ser infructuosos los intentos para recuperarlos, se hace
necesario utilizar un taladro estándar de rehabilitación de pozos.
Causas:
Dentro de las causas más comunes por las cuales se dejan pescados en
el hueco están:

UDABOL 88
• La falta de pericia o descuido del operador de guaya fina.
• Falta de información sobre las características de los equipos de
completación.
• Acumulación de sucio en la sarta de completación.
Consecuencias:
La presencia de pescado en la sarta de completación impacta de la
siguiente manera:
• Reduce el flujo de hidrocarburos.
• Impide el cierre de mangas y la colocación de tapones en los niples.
• Impide efectuar pruebas y mediciones individuales de las diferentes
zonas.
Procedimiento:
Para los trabajos de recuperación de pescado se sigue el siguiente
procedimiento general:
1. Bajar un calibrador del diámetro de la tubería y determinar la
profundidad del pescado.
2. Bajar bloque de impresión para determinar el diámetro y la posición
del pescado.

UDABOL 89
3. Seleccionar y bajar el pescante adecuado.
4. Recuperar el pescado.
Fig.21 procedimiento de pescado
7.11 INSTALACIÓN DEL REGULADOR DE FLUJO
La instalación de reguladores de flujo (estranguladores) en la tubería
de producción reduce, en algunos casos, la alta producción de gas o
agua. Esta es una opción muy utilizada antes de decidir la mudanza de
un taladro para resolver el problema.

UDABOL 90
Generalmente estos estranguladores son colocados mediante equipos
de guaya fina, en alguno de los niples de asiento de la completación.
Aplicación:
Generalmente los reguladores de flujo son empleados para tratar de
controlar la alta de producción de gas antes de decidir mudar un
taladro.
7.12 VENTAJAS DE LAS REPARACIONES A LOS
Los beneficios de los trabajos de reparaciónde pozos sonlos siguientes:
1. Aliviar la contrapresión excesiva que se deriva de formaciones
taponadas u obstrucciones en el pozo o los equipos en superficie.
2. Reparar o sustituir los equipos de pozos dañados (ej. Equipo de
producción con corrosión, acumulación de incrustaciones o con
fugas).
3. Reparar el daño a la formación en la región cercana al pozo.
4. Aliviar problemas naturales tales como la conificación de agua o
formación de casquete de gas.
5. Aumentar la producción aislando una zona agotada y disparando
otra.

UDABOL 91
6. Mejorar el flujo del crudo que es muy viscoso como para fluir
fácilmente
7. Mayor permeabilidad al abrirse fracturas naturales o crearse otras
nuevas y mejora de las comunicación entre la formación y el pozo (es
decir, operaciones de fracturamiento hidráulico).
8. Substitución del equipo de levantamiento artificial.
CONCLUSION
Concluimos que la reparación de pozos comprende de una serie de
procesos y/o técnicas, las cuales se llevan acabo de acuerdo al
diagnostico de la problemática que afecta al pozo para así poder hacer
una mejor selección de la técnica de reparación, esto con la finalidad
de combatir los tipos de daños o problemas que se presenten y de esta
manera poder tener una mejor producción y/o extracción de
hidrocarburos.
BIBLIOGRAFIA
1. Carballo Ayala Daniel Eduardo Y Granados Alejandre Eliel Jahzeel
Reparación mayores y menores en pozos petroleros TESIS UNAM
2014
2. Jonathan Emmanuel Segura Flores
Trabajos de reparación y mantenimiento de pozos para los activos de
la región norte. TESIS UNAM 2010

UDABOL 92
3. Freddy Reynolds Pareja
Trabajos en pozos productores e inyectores 2014
4. Rehabilitación de Pozos
Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico PDVSA 1999
5. ING. Ricardo Espinosa Ramos.
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