🛢️ ¿Qué es una Single Zone Completion?
La completación de zona única se refiere a pozos que producen desde un solo intervalo del yacimiento. Aunque puede haber múltiples capas dentro de esa zona, la producción se maneja como una unidad. Este tipo de completación es común en pozos que utilizan una sola sarta de producción y se diseñan para maximizar el flujo a largo plazo, facilitar futuras intervenciones y adaptarse a sistemas de levantamiento artificial.
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🔧 Tipos de completación de zona única
1. Producción por casing sin tubing (Tubingless Casing Flow)
- Descripción: Los hidrocarburos fluyen directamente a través del casing sin instalar tubing.
- Ventajas: Bajo costo inicial y diseño simple.
- Desventajas:
- Velocidades bajas → separación de fases y flujo inestable.
- Riesgo de corrosión, erosión o ruptura del casing.
- No se pueden instalar válvulas de seguridad subsuperficiales (SSSV).
- Difícil de matar el pozo en caso de workover (requiere técnicas como el método volumétrico).
- Riesgo de daño a la formación por reinyección de fluidos con óxidos o escamas.
> ⚠️ Este diseño se considera riesgoso, especialmente en ambientes offshore, y aunque ha sido desaconsejado, se está reevaluando por sus posibles ahorros y nuevas tecnologías disponibles.
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2. Producción por tubing y casing (Casing and Tubing Flow)
- Descripción: Se instala tubing y se permite el flujo tanto por el tubing como por el anular entre tubing y casing.
- Ventajas:
- Permite circulación profunda para matar el pozo sin reinyección.
- Ideal para pozos de alto caudal sin compuestos corrosivos.
- Consideraciones:
- Requiere diseño cuidadoso para evitar erosión del casing.
- Se puede usar para desplazar fluidos del reservorio con fluidos de control.
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3. Producción por tubing sin aislamiento anular
- Descripción: Se cierra el anular en superficie, pero no se instala packer.
- Problemas potenciales:
- Acumulación de gas en el anular → aumento de presión en cabeza de pozo.
- Producción cíclica e inestable (conocida como annulus heading).
- Exposición continua del casing a fluidos → riesgo de corrosión.
> 🧠 Aunque es un diseño simple, se recomienda evitarlo si no se necesita flujo por el anular.
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4. Producción por tubing con aislamiento anular (la más común)
- Descripción: Se instala un packer cerca del tope del reservorio para aislar el anular.
- Ventajas:
- Mayor seguridad y control del pozo.
- Minimiza el volumen de gas atrapado bajo el packer.
- Limitaciones:
- Se pierde la capacidad de circulación entre tubing y anular.
- Si se requiere circulación, se debe instalar un componente que permita comunicación por encima del packer.
> ✅ Este diseño es el más utilizado por su confiabilidad y facilidad de manejo operativo.
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🧠 Consideraciones de diseño
- Tamaño óptimo del tubing: Debe permitir flujo eficiente, facilitar levantamiento artificial y futuras intervenciones.
- Seguridad y productividad: El diseño debe equilibrar facilidad de operación con protección contra daños al pozo y la formación.
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