1. Pozos con Empaque con Grava
Definición de Control de Arena
El control de arenas detiene la producción de solidos mientras se mantiene la
producción eficiente de fluidos. Lo mas difícil es mantener un completamiento
que controle la tasa sin producción de arena, con o sin pequeñas caídas de
presión a través del completamiento.
El cierre o el estrangulamiento posterior del pozo no se considera beneficioso
en el control de arena debido a que reduce la producción. Detener la
producción de solidos no necesariamente significa que material de formación
no se produzca, mas lo deseable es llevarla a su mínima expresión.

2. Pozos con Empaque con Grava – Estado Mecánico

3. Pozos con Empaque con Grava - Mallas

4. Pozos con Empaque con Grava - Propante

5. Control de Producción de Pozos de FN con Reductor
El uso de reductores para controlar la producción de pozos de petróleo,
mediante los cuales se permite un determinado caudal de flujo de mezclas
multifasicas a velocidades sumamente altas, ha sido practica común, por
muchos años en la industria.
Gilbert y el Flujo Critico
La condición de flujo critico se presenta cuando la velocidad del flujo
multifasico a través del reductor esta cerca de la velocidad del sonido, de esta
manera los cambios de presión aguas abajo del reductor no afectan a la Pwh ya
que la onda de presión es disipada en el reductor o choke. La ecuación de
Gilbert originalmente fue presentada de la siguiente manera:

6. Pozos de FN con Reductor - Gilbert
Ecuación de Gilbert para Flujo Critico:
Donde: R viene expresada en mpcn/bn
q se expresa en bpd de liquido
S es el diámetro del orificio del reductor, en 64avos de pulgada
Pwh en psi

7. Correlación de Fetkovich
En 1973, M.J. Fetkovich demostro que los pozos de aceite y los pozos de gas
que producen por debajo de la presion de burbuja, se comportan de manera
similar en terminos del indice de productividad, por lo que desarrollo la
expresion:
Donde: qo es el gasto o caudal de aceite correspondiente a la Pwf dada
Pwf es la presion de fondo del pozo
C es un coeficiente de la curva
n es un exponente que varia entre 0.5 y 1.0

8. Correlación de Fetkovich (cont.)
Para aplicar el método de Fetkovich, es necesario determinar los valores de C y
n. estos coeficientes se obtienen a través de una prueba de presión del pozo,
donde se mide la producción a través de tres diferentes diámetros de choke
con sus correspondientes presiones de fondo fluyentes, así como la presión de
fondo estática con el pozo cerrado.
En una escala log-log se grafican los valores de presión contra caudales,
obteniendo una línea recta:

9. Curva de Afluencia para pozos Estimulados
Cuando la eficiencia del pozo supera la unidad y se utiliza el modelo general de
Standing los resultados pierden coherencia al intentar hallar el potencial qmax
del pozo y se requiere acudir a modelos particulares para pozos estimulados.
En 1992, Lekia & Evans publican un modelo para pozos estimulados acogido en
forma amplia por su sencillez y precisión y se describe como:
La ecuación anterior se aplica en forma estricta para eficiencias mayores que
1.0 y establece la necesidad de acudir a los modelos anteriores cuando la
eficiencia esta por debajo o es igual a la unidad.

10. Ejercicio Completamiento
Ejercicio Propuesto:
Dada la siguiente información de un pozo cañoneado convencionalmente:
• K = 5 md
• Pws = 3500 lpc Ty = 190°F
• Pb = 2830 lpc re = 1500 pies
• γg = 0,65 rw = 0,36 pies Densidad de Tiro = 2 tpp
• Ø hoyo = 8,75” RGP = 600 pcn/bl Bo = 1,33 by/bn
• hp = 15 pie Ø casing = 5-1/2" OD Pwh = 200 lpc
• μo = 0,54 cp °API = 35 Ø tubería = 2-3/8" OD
Perforado con sobre-balance utilizando cañón de casing de 4" (diámetro de la perforación= 0,51",
longitud de la perforación = 10,6 pulg.)
Determine la pérdida de presión a través del completamiento para una tasa de producción de 100
bpd.

11. Ejercicio Completamiento (solución)
Recordar que:
• La permeabilidad de la zona triturada o compactada es el 10% de la permeabilidad
de la formación, si es perforada en condición de sobre-balance.
• El espesor de la zona triturada es de aproximadamente 0.5’’
Solución:
Procedemos hallando los valores de a y b:

12. Ejercicio Completamiento (solución)
Datos dados en el enunciado:
• Kp = 5 md x 10% = 0.5 md
• Bo = 1.33 by/bn
• μo = 0.54 cp
• rp = 0.51’’/2 = 0.255’’= 0.02125 ft
• rc = rp + 0.5’’ = 0.255’’+ 0.5’’= 0.755’’= 0.062916 ft
• Lp = 10.6’’ / 12 pulg.pie= 0.88333 ft
• °API = 35

13. Ejercicio Completamiento (solución)
Con los datos anteriores se resuelve:

14. Ejercicio Completamiento (solución)
Dato de Caudal dado (tasa de producción):
Q = 100 BPD
Entonces:

15. Ejercicio Flujo Multifasico
Ejercicio Propuesto:
Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural:
• Psep = 100 psi
• RAP = 0
• RGL = 1000 pcn/bn
• Øtub de Produccion= 2-7/8" (2.441” ID)
• Profundidad del Pozo= 7000 ft
• Línea de flujo: ID = 3"
• Longitud de la Línea = 6000 ft
• γg = 0.65
• T = 110°F
• Pws = 2200 psi
• ql= 600 BPD
Determine: 1) Pwh y Pwf
2) Construya la VLP

16. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)

17. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
Q=600:
- Ingresar con Psep= 100 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de longitudes
- Sumar Linea= 6000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwh= 140 psi

18. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
- Ingresar con Pwh= 140 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de profundidades
- Sumar Tuberia (prof.)= 7000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwf(demanda)= 680 psi

19. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
Q=800:
- Ingresar con Psep= 100 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de longitudes
- Sumar Linea= 6000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwh= 200 psi

20. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
- Ingresar con Pwh= 200 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de profundidades
- Sumar Tuberia (prof.)= 7000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwf(demanda)= 910 psi

21. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
Q=1000:
- Ingresar con Psep= 100 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de longitudes
- Sumar Linea= 6000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwh= 245 psi

22. Ejercicio Flujo Multifasico (solución)
- Ingresar con Pwh= 245 psi
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de profundidades
- Sumar Tuberia (prof.)= 7000 ft
- Cortar curva RGL=1000pcn/bn
- Cortar eje de presiones
- Leer Pwf(demanda)= 1040 psi

23. Ejercicio Flujo Multifasico
Ejercicio Propuesto:
Dada la siguiente información de un pozo que produce por flujo natural:
• Psep = 400 psi
• %BSW = 50
• RGL = 1900 pcn/bn
• Øtub de Produccion= 2-7/8" (2.441” ID)
• Profundidad del Pozo= 6500 ft
• Línea de flujo: ID = 3"
• Longitud de la Línea = 5000 ft
• γg = 0.65
• T = 115°F
• γw = 1.07
• ql= 800 BPD
Determine: 1) Pwh y Pwf
2) Construya la VLP