En el presente trabajo se exponen los resultados obtenidos en un campo petrolero del flanco norte de la Cuenca Neuquina, donde fue posible maximizar la producción de un pozo horizontal al optimizar el diseño del casing de producción pre-perforado, según simulaciones de dinámica de fluidos computacional (CFD) y de resistencia de materiales involucrando maniobras de entubación y condiciones de fondo. Por tratarse de un campo de muy baja presión de reservorio (0.20 psi/ft) es fundamental determinar las variables con mayor influencia en la producción de petróleo con casing pre-perforado, ya que el método de extracción es muy sensible a la sumergencia y a las variaciones de presión bajo la bomba (PCP), por lo que cualquier optimización en dichas variables se reflejará como un incremento de la producción. Se realizó un exhaustivo análisis de los métodos de mecanizado, diámetros de las perforaciones, cantidades por metro lineal y relación entre área perforada y la total del casing. Esto permitió: · Determinar las variaciones porcentuales de producción en función de los diámetros de las perforaciones a través de simulaciones computacionales. · Establecer un área de apertura máxima sin comprometer los factores de diseño de la tubería que puedan dañarla, tales como cargas axiales y triaxiales durante la entubación de la misma, y que favorezcan la producción de petróleo. · Generar una plantilla de perforaciones por metro (ppm) económicamente viable y técnicamente realizable. · Producir en forma local las perforaciones en casing según las necesidades específicas derivadas de los análisis anteriores. Estos factores, entre otros, contribuyeron a optimizar la productividad del pozo.