Recuperación Secundaria(a Compeletar)

Recuperación secundaria

Los procedimientos para el recobro del crudo se han clasificado en tres fases, las cuales son: primaria, secundaria y terciaria o mejorada. La fase primaria es producto del flujo natural del yacimiento, cuando la presión en este, es la necesaria para empujar los fluidos que allí se encuentren. La fase secundaria, se emplea cuando la primera etapa termina o si el yacimiento no produjo naturalmente. Se utilizan la inyección de agua o gas para llevar el crudo hasta los pozos de producción. Por último tenemos la fase terciaria o mejorada, por lo general viene luego de la segunda etapa, se inyectan químicos, energía térmica o gases miscibles para extraer el crudo.Debido a la variedad de los métodos de recuperación existentes, se hace una evaluación del yacimiento para saber cual es el método más adecuado de recobro. Por lo general se examinan las propiedades de los fluidos, continuidad de la formación, mecánica de las rocas, tecnología de perforación, opciones de terminación de pozos, simulación de la producción e instalaciones de superficie. Se debe tener en cuenta que las fases no llevan un orden estricto, ya que se podrían utilizar dependiendo de las necesidades existentes en el pozo, es decir, q podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más favorable para la producción del yacimiento.

INYECCIÓN DE AGUA

Es un proceso donde el petróleo es llevado hacia los pozos de producción por acción de la presión ejercida por el agua, esta operación fue realizada por primera vez en la cuidad de Pithole, al oeste de Pennsylvania, en el año 1985 y fue utilizada en los años cuarentas.

“Esta técnica ocurrió accidentalmente cuando el agua, proveniente de algunas arenas acuíferas poco profundas o de acumulaciones de aguas superficiales, se movía a través de las formaciones petrolíferas, entraba al intervalo productor en los pozos perforados e incrementaba la producción de petróleo en los pozos vecinos”[1]. Para la inyección se utiliza el agua salada dado que se prohíbe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca la cual debe presentar ciertas características:

No debe ser corrosivo Los componentes minerales como BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3,

FeS y Fe2S3 ocasionan la formación de conchas por lo que se debe tratar de eliminar del agua este tipo de minerales.

Debe eliminarse los sólidos o líquidos en gran volumen que produzcan la obstrucción de los pozos de inyección.

Muchos de los minerales arcillosos que se encuentran en el yacimiento al unirse con el agua, producen el aumento del volumen de los mismos, por eso el agua inyectada no debe reaccionar con estos.

El agua preparada para la inyección debe presentar características similares al agua encontrada en el yacimiento para que sean compatibles y pueda funcionar el método.

Hoy en día el método de inyección de agua es el más utilizado de los métodos de recuperación secundaria, cubriendo así más de la mitad de la producción de los pozos a nivel mundial.

Figura 1. Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo [2 ]

Tipos de inyección

Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos productores e inyectores, tales como:

1. Inyección periférica o externaSe basa en inyectar agua fuera del lugar donde se ubica el crudo, en la periferia del yacimiento. Este método es conocido como inyección tradicional en donde el agua se inyecta en el acuífero que se encuentra junto al contacto agua-petróleo.

Características:

Es utilizado cuando se desconocen las características del yacimiento. Los pozos de inyección son ubicados en el acuífero, alejados del lugar donde se

encuentra el petróleo.

2. Inyección en arreglos o dispersaSe encarga de inyectar agua en el lugar donde se encuentra el crudo. Esto trae como consecuencia que los fluidos existentes en el yacimiento sean desplazados hasta el pozo productor. Se le conoce con el nombre de inyección interna.

Características:

Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los limites del yacimiento, la continuidad de las arenas, la permeabilidad, la porosidad y del número y posición de los pozos existentes.

Es usado en yacimientos con poca inclinación y con un área extensa. Se organizan los pozos productores e inyectores de tal manera que queden arreglados

como en la primera etapa de recuperación.

INYECCIÓN DE GAS

Fue el primer método empleado y es un proceso donde el gas se inyecta en el yacimiento con la finalidad de aumentar la recuperación, disminuir la tasa de producción del crudo y para conservar el gas que se utilizará para la venta. Se usó a principios de los años 1900, con el objetivo de mantener la presión dentro del yacimiento.

La inyección de gas es un proceso inmiscible a menos que el gas inyectado se efectué a alta presión o enriquecido con hidrocarburos livianos.

Un proceso de alta presión se refiere a la combinación del petróleo existente en el yacimiento y el gas inyectado, que produce la formación de una fase homogénea simple, la menor presión para que ocurra la movilización del crudo, es aproximadamente 3.000 psi, por lo que la profundidad queda restringida en un valor mínimo de 5000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varia según el proceso de inyección de gas a alta presión principalmente, por la manera que los hidrocarburos son transferidos de una fase a otra, este proceso puede ser aplicado a menores presiones que la del proceso de alta presión.

Factores importantes que intervienen en la cantidad de petróleo que se puede extraer mediante la inyección de gas:

Las propiedades de los fluidos del yacimiento. El tipo de empuje. La geometría del yacimiento. La continuidad de la arena. El relieve estructural. Las propiedades de la roca. Temperatura y presión del yacimiento.

Figura 2. Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso [3]

Tipos de inyección

La inyección del gas se clasifica en dos tipos que son: la inyección de gas interna o dispersa y la inyección de gas externa.

1. Inyección de gas interna o dispersaConsiste en inyectar el gas en el lugar donde se encuentra el crudo, dicha inyección se utiliza en reservorios sin capa de gas inicial, por empuje por gas disuelto y donde no hay tendencia a desplegarse una capa de gas secundaria.

Características:

Se utiliza en reservorios homogéneos, con poca inclinación y con poco espesor. Se necesita un gran cantidad de puntos de inyección, los cuales son ordenados de tal

manera que el gas inyectado se distribuya por toda la zona de producción. El ordenamiento estará sujeto al tipo de yacimiento.

La permeabilidad efectiva del gas debería ser baja.

2. Inyección de gas externaEs el proceso de inyección de gas cerca del borde o cresta de producción del reservorio, lugar donde está la capa de gas, bien sea primaria o secundaria, de tal manera que el crudo es desplazado hacia abajo.

Características:

Se utiliza en yacimientos de espesor apreciable, para lograr el desplazamiento del petróleo mediante el empuje por la capa de gas.

Se aplica en yacimiento con buena permeabilidad vertical. Deben tener alto buzamiento. Se ubican los pozos de producción de tal manera que cubran gran parte del área

donde es inyectado el gas.

FACTORES QUE CONTROLAN LA RECUPERACIÓN POR INYECCIÓN DE AGUA Y GAS

Factores que se deben considerarse para realizar un proceso de inyección de agua y de gas:

Geometría del yacimiento Litología Profundidad del Yacimiento Porosidad Permeabilidad Continuidad en las propiedades de las rocas Magnitud y distribución de las saturaciones de los fluidos. Propiedades de los fluidos y permeabilidades relativas

Recuperación terciaria o asistida

Inyección de Agua

La recuperación asistida es generalmente considerada como la tercer o última etapa de la secuencia de procesamiento del petróleo, en ciertos casos se la considera como una producción terciaria. El primer paso o etapa inicial del procesamiento del petróleo comienza con el descubrimiento del yacimiento, utilizando los mismo recursos que la naturaleza provee para facilitar la extracción y la salida del crudo a la superficie (generalmente se utiliza la expansión de los componentes volátiles y/o el pumping o bombeo forzado para removerlo hacia la superficie. Cuando se produce una considerable disminución de esta energía, la producción declina y se ingresa en la etapa secundaria donde energía adicional es administrada al reservorio por inyección de agua. Cuando la inyección de agua deja de ser efectiva por la evaluación entre una pequeña extracción de crudo y un elevado costo de la operación, se considera de mayor provecho el tratamiento del pozo. Se inicia en este punto el tratamiento terciario o recuperación asistida del pozo de petróleo. El pozo se encuentra en la etapa final de su historia utilizable y por lo tanto se comienza a entregarle al mismo energía química y térmica con el fin de aprovecharlo y recuperar al máximo la producción. Actualmente el desarrollo de la técnica de recuperación permite aplicar este método en cualquier momento de la historia útil del pozo, siempre y cuando sea obvia la necesidad de estimular la producción.

El total de la producción de petróleo, combinando el proceso o etapa primaria y secundaria es del orden del 40 % respecto dela cantidad original de materia prima en el lugar. Por eso, la recuperación asistida es de trascendental importancia en el trabajo con el pozo para aprovechar al máximo el rendimiento económico y útil del mismo.Antes de iniciar la recuperación asistida, el operador debe recoger tanta información como le sea posible acerca del pozo y del estatus y de las condiciones de saturación del reservorio. Este

estudio se realiza mediante ensayos que involucran técnicas analíticas y geológicas acerca de la morfología del terreno. Toda esta cadena de información fundamenta las bases racionales para la predicción de reservas recuperables de petróleo mediante las distintas técnicas que puede involucrar una recuperación asistida. Los procedimiento de recuperación involucran la inyección de compuestos químicos disueltos en agua, inyección de gases miscibles en alternación con las aplicaciones de agua, la inyección de las denominadas micellar solutions (que son microemulsiones compuestas por sulfactantes, alcoholes y aceites crudos.), la inyección de vapor, y la combustión in-situ.Quizás el dato más crítico acerca de la recuperación asistida es la saturación de los reservorios de petróleo. El inversionista debe evaluar la recuperación estimable de petróleo por aplicación de la recuperación asistida en función de los gastos que se generaran a consecuencia de la implantación de esta técnica, o de los estudios que se deben realizar, o de los equipos nuevos que se deben adaptar a las instalaciones existentes. La elección del proceso también se halla relacionada con la cantidad de petróleo que se estima en el lugar, la profundidad del reservorio, la viscosidad del crudo, etcétera. Consecuentemente, numerosos métodos de recuperación han sido descubiertos recientemente para la mejor adaptación a las necesidades y requerimientos del reservorio saturado.

Figura 1.1: Recuperación Asistida

El procedimiento químico general de una recuperación asistida se ilustra en la figura 1.1, utilizando el método específico de polímeros alcalinos. Por lo general , la introducción de productos químicos a un pozo se encuentra precedidas por un preflush (esto consiste en la inyección de agua de baja salinidad o de contenidos salinos determinados por adición a la misma de cantidades específicas.) para producir un buffer acuoso compatible entre el reservorio de alta salinidad y las soluciones químicas, las cuales pueden ser adversamente afectadas por las sales en solución. Los aditivos químicos son del tipo de detergentes (generalmente petróleosulfonados.), polímeros orgánicos (para incrementar la eficacia del removido en un reservorio heterogéneo.) y micellar solutions. La solución alcalina u otras soluciones son inyectadas luego de que se halla realizado el preflush del

pozo. Dicha inyección se halla proseguida por la inyección de una solución de polímeros (usualmente un poliacrilamida o polisacárido) para incrementar la viscosidad del fluido, ganar espacio y minimizar pérdidas por dilución o channeling. Finalmente, la salinidad del agua adicionada que siga a la inyección del polímero es aumentada respecto de la concentración normal que caracterizan a los fluidos petroquímicos.

Figura 1.2: Recuperación Asistida con Inyección del CO2Otro tipo de recuperación asistida de reservorio saturado, consiste en la inyección de gas y desplazamiento del crudo por soluciones miscibles como se observa en la figura 1.2. La adición de dióxido de carbono es una de las técnicas más utilizadas en las instalaciones de recuperación en la actualidad. El mecanismo principal para la movilización del petróleo por gases miscibles son:

Disminución de la viscosidad del fluido hasta solubilización del gas en el crudo,

Aumento del volumen de la fase oleica.

La solución de dióxido de carbono, la cual es altamente soluble en el petróleo crudo cuando se aplica a alta presión, provoca una apreciable ondulación del petróleo. Tres tipos de inyección de dióxido de carbono han sido descubiertas y aplicadas:

1. 1. Inyección del gas en porciones seguidas de la adición de agua, como se ilustra en la figura 1.2;

2. 2. inyección de agua saturada con el dióxido de carbono; y finalmente,

3. 3. inyección del gas a presión elevada.

Diversas técnicas han emergido de métodos térmicos de recuperación asistida y la elección de uno u otro depende de la evaluación del reservorio y de la economía. Los procedimientos térmicos, son especialmente utilizados en la recuperación de crudos pesados, del orden APIº< 20.

Tipos de inyección:

inyeccion en arreglos o dispersa: consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petroleo a traves de un numero apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geometrico con los pozos productores.

Caracteristicas:la seleccion del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de la arena, de la permeabiladad, de la porosidady del numero y posiciòn de pozos existentes.Se emplea, particularmente, en yacimientos con poco buzamientoy una gran extensiòn areal. a fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores

Ecoeficiencia

Ecopetrol enfoca su Programa de Ecoeficiencia en la minimización de los impactos ambientales generados por los vertimientos, emisiones y residuos sólidos, lo mismo que en la maximización o implementación de oportunidades de mejoramiento ambiental.La compañía Ecopetrol confirmó el hallazgo de un nuevo yacimiento de petróleo en el departamento del Huila, en el pozo Nunda 1, en el municipio de Tello.

De acuerdo con la información entregada, la producción es de tan solo 92 barriles por día en la etapa inicial.El pozo forma parte del Convenio de Exploración y Explotación Cuisinde, suscrito entre Ecopetrol y la Agencia Nacional de Hidrocarburos, ANH, en el año 2006, y en el cual la empresa tiene el 100% de participación.

La perforación del pozo se inició el 27 de Enero de 2011 y luego de casi tres semanas alcanzó una profundidad total de 7.371 pies, que equivale a 2.25 kilómetros desde la superficie.

Los resultados de las pruebas iniciales realizadas en la formación Honda alcanzaron caudales de 318 barriles de fluido por día con un corte de agua del 71%, lo que corresponde a 92 barriles de petróleo por día en promedio.

En las próximas semanas Ecopetrol iniciará la etapa de evaluación del descubrimiento para lo cual prevé la realización de pruebas extensas, con el propósito de determinar el potencial de producción de la formación Honda y el volumen de hidrocarburos recuperables.En este mismo sentido, el manejo de las aguas residuales industriales que se reutilizan en los campos Huila Norte y Tello consiste en una planta de inyección de agua (PIA), en donde es tratada hasta cumplir las condiciones para ser reinyectada. En el proceso de inyección en el año 2008 se reutilizaron 6.879.885 m3/año y en 2009, 6.490.430 m3/año, correspondientes al 84% y 82% del agua, respectivamente. Actualmente se construyen plantas similares en otros campos de producción.

Adicionalmente, algunos campos contemplan la reducción de estaciones de recolección, buscando la minimización de vertimientos y la reinyección del agua de formación extraída de los pozos como sistema de recobro secundario para aumentar la producción de hidrocarburos. También se han empezado a desarrollar programas para recircular el agua que sale de formación, como práctica para evitar vertimientos a cuerpos superficiales.

Proyectos de inyeccion de agua en campos petroliferos en el valle superior del magdalena

La inyección de agua es el proceso por el cual el petróleo es desplazado hacia los pozos de producción por el empuje del agua. Esta técnica no es usada en campos petroleros que tienen un empuje natural de agua. La primera operación conocida de inyección de agua fue efectuada hace mas de 100 años en el área de Pithole City al Oeste de Pennsylvania. Sin

embargo, el uso de esta técnica no fue muy usada hasta la década de los cuarenta.

Bajo condiciones favorables, la inyección de agua es un método efectivo para recuperar petróleo adicional de un reservorio. Los factores que son favorables para una alta recuperación por inyección de agua incluye: baja viscosidad del petróleo, permeabilidad uniforme y continuidad del reservorio. Muchos proyectos de inyección de agua son "patrones de inyección" donde los pozos de inyección y producción son alternados en un patrón regular.

Una de las primeras consideraciones en la planificación de un proyecto de inyección de agua es localizar una fuente accesible de agua para la inyección. El agua salada es usualmente preferida a la agua fresca, y en algunos casos sé prohibe desde el punto de vista contractual el uso de agua fresca para la inyección.CAMPO ANDALUCIA SUR

CARACTERÍSTICAS QUE DEVÉN DE TENER LAS AGUAS DE INYECCIÓN:

1. El agua no debe ser corrosiva. El sulfuro de hidrógeno y el oxígeno son dos fuentes comunes de problemas de corrosión.

2. El agua no debe depositar minerales bajo condiciones de operación. El encostramiento (Scale) se puede formar de la mezcla de aguas incompatibles o debido a cambios físicos que causan que el agua se convierta en super saturada. El encostramiento mineral depositado por el agua usualmente consiste de uno o más de los siguientes compuestos químicos: BaSO4, SrSO4, CaSO4 * 2H2O, CaCO3, MgCO3, FeS y Fe2S3. El encostramiento mineral dentro del sistema de inyección no solo reduce la capacidad de flujo sino también proporciona un medio para que ocurra corrosión.

3. El agua no debe contener sólidos suspendidos o líquidos en suficiente cantidad para causar taponamiento de los pozos de inyección. Los materiales que pueden estar presentes como material suspendido son los compuestos que forman encostramiento tal como los mencionados en el punto anterior, limo, petróleo, microorganismos y otro material orgánico.

4. El agua inyectada no debe reaccionar para causar hinchamiento de los minerales arcillosos presentes en la formación. La importancia de esta consideración depende de la cantidad y tipo de minerales arcillosos presentes en la formación, así como de las sales minerales disueltas en el agua inyectada y permeabilidad de la roca.

5. La salmuera debe ser compatible con el agua presente inicialmente en la formación. El agua producida e inyectada debe ser manipulada separadamente, si no son completamente compatibles.

La geometría y continuidad del reservorio son importantes consideraciones en el diseño de una inyección de agua. Si el reservorio tiene buzamiento, una inyección periférica podría tener una mayor eficiencia de barrido que un patrón de inyección. La eficiencia de barrido puede ser definida como la fracción de la formación que esta en contacto con el fluido

inyectado. La continuidad desde el pozo de inyección hacia el productor es esencial para el éxito de la inyección, y reservorios muy fallados son frecuentemente pobres candidatos para la inyección.

La profundidad del reservorio es otro factor que debe ser considerado en el diseño de una inyección de agua. El agua debe ser inyectada a una presión de tal manera que no fracture la formación. Si la presión de fracturamiento se excede, el agua fluirá a través de la fractura hacia el pozo de producción.

La viscosidad del petróleo es la mayor consideración para determinar el comportamiento de la inyección. Si todos los otros factores son los mismos, la recuperación de petróleo para un petróleo ligero será mayor que para un petróleo pesado. La movilidad de un fluido en una roca es definida como la relación de la permeabilidad efectiva a la viscosidad.

La eficiencia de cualquier proceso de desplazamiento es un reservorio de petróleo es influenciado fuertemente por la relación de movilidad M, definido como la relación de la movilidad del fluido desplazante a la movilidad del fluido desplazado.

La cantidad de petróleo en sitio es directamente proporcional a la porosidad, saturación de petróleo y espesor del reservorio. La magnitud y la variabilidad de la permeabilidad son consideraciones importantes. Si la permeabilidad es muy baja no será posible inyectar agua a altas tasas. Capas con alta permeabilidad y que son continuas entre el pozo inyector y productor causarán temprana irrupción del frente de agua en los pozos de producción y dejarán de lado petróleo en zonas de baja permeabilidad. El-Khatib concluyó a partir de un modelo matemático que el flujo cruzado entre capas (crossflow) mejora la recuperación de petróleo para sistemas con relaciones de movilidad favorable

Tipos de inyección.

De acuerdo con la posición de los pozos inyectores y productores, la inyección de agua se puede llevar a cabo de dos formas diferentes

Inyección periférica o externa.

Consiste en inyectar el agua fuera de la zona de petróleo, en los flancos del yacimiento. Se conoce también como inyección tradicional y en este caso, el agua se inyecta en el acuífero cerca del contacto agua petróleo.

Características.

1. Se utiliza cuando no se posee una buena descripción del yacimiento y/o la estructura del mismo favorece la inyección de agua.

2. Los pozos de inyección se colocan en el acuífero, fuera de la zona de petróleo.

Inyección en arreglos o dispersa.Consiste en inyectar el agua dentro de la zona de petróleo. El agua invade esta zona y desplaza los fluidos del volumen invadido hacia los pozos productores. Este tipo de inyección también se conoce como inyección de agua interna, ya que el fluido se inyecta en la zona de petróleo a través de un número apreciable de pozos inyectores que forman un arreglo geométrico con los pozos productores.

Característica.

1. La selección del arreglo depende de la estructura y limites del yacimiento, de la continuidad de las arenas, de la permeabilidad, de la porosidad y del numero y posición de los pozos existentes.

2. Se emplea, particularmente, en yacimientos con pozo buzamiento y una gran extensión areal.

3. A fin de obtener un barrido uniforme, los pozos inyectores se distribuyen entre los pozos productores existentes en inyectores, o se perforan pozos inyectores interespaciados. En ambos casos, el propósito es obtener una distribución uniforme de los pozos, similar a la utilizada en la fase primaria de recobro.

CAMPOS QUE ACTUALMENTE INYECTAN AGUA

CAMPO DINA

CAMPO SAN FRANSISCO

LOS MANGOS

RIO RECIBAS

CAMPO BALCON

CAMPO TELLO

CAMPO PURIFICACIÓN

Campos de Ecopetrol[Actualmente los campos bajo la operación de la Coordinación de Producción Huila que actualmente cuentan con la inyección de agua como método de recuperación secundaria son los que aparecen en la siguiente tabla. La inyección de agua en Dina Terciarios actualmente

se encuentra como un proyecto piloto bajo la operación del Contrato de Producción Incremental CPI de Ecopetrol S.A. en asocio con Petrominerales Limited.

El sistema de inyección de agua se considera un sistema cerrado y con suministro de gas Blanqueting o de cobertura en todos sus tanques para evitar la entrada de oxígeno al sistema debido a que es un agente altamente corrosivo.

El sistema de inyección cuenta actualmente con 34 pozos inyectores los cuales se distribuyen de la siguiente manera:

Campo No. Pozos InyectoresActivosInactivos

Palogrande-Cebú PG-CB

Dina Cretáceos DK'S

Pijao PJ

Dina Terciarios DK'S

17

14

1

2

13

13

1

2

4

1

0

0

CLASIFICACION DE ACUIFEROS EN YACIMIENTOS DE PETROLEOS

Muchos Yacimientos, ya sean de gas o crudo son producidos por un mecanismo denominado “empuje de agua”. Tambien llamado empuje natural de agua para distinguirlo del empuje artificial de agua en el cual esta presente la inyeccion de agua en la formacion. La produccion de hidrocarburos desde el yacimiento ocasiona una rapida caida de presion, ante esto el acuifero responde para compensar esta declinacion. Esta respuesta se presenta mediante el flujo de agua.Basados el grado de declinacion de presion que ocurre en el yacimiento con un flujo natural de agua se pueden clasificar en:ACUIFERO ACTIVO, PARCIALMENTE ACTIVO O INFINITO: La intrusion de agua es igual a la rata total de produccion. El yacimiento con acuiferos activos tienen una lenta y gradual declinacion de presion. Su radio es aproximadamente 10 veces mayor al radio del yacimiento.ACUIFERO NO ACTIVO O FINITO: La caida de presion durante el tiempo de produccion es notable, debido a que el acuifero no puede dar una respuesta total a la caida de presion para compensarla.

GEOMETRIAS DE FLUJO DE ACUIFEROS EN YACIMIENTOS DE PETROLEO

EMPUJE LATERAL:El agua se desplaza a través de los flancos del yacimiento a medida que este produce hidrocarburos y la caída de presión al límite.

EMPUJE DE FONDO: Ocurre en yacimientos de gran superficie y con caídas suaves de presion en el cual el contacto agua-yacimiento se sitúa en la base.

EMPUJE LINEAL: Ocurre desde un flanco hacia el yacimiento con un área transversal constante.

INTRODUCCIÓNLa estrategia de explotación de un yacimiento establece los niveles de producción en distintos pozos o en su punto de drenaje. Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento es necesario seleccionar el método de producción óptimo. Este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más rentable posible.La manera más conveniente y económica de producir un pozo es por flujo natural.La mayoría de los pozos son capaces de producir flujo natural en la primera etapa de su vida productiva. No obstante, una finalizada la producción por flujo natural, es necesario a seleccionar un método de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente al yacimiento. En la selección de los métodos se deben considerar los siguientes factores:- Disponibilidad de fuentes de energía en superficie: red de la fuerza electromotriz, plantas compresoras y otras.- Característica del fluido por producir: viscosidad, ºAPI, porcentaje de agua y sedimento, relación gas - líquido y otras.- Profundidad y presión estática del yacimiento- Índice de productividad del pozo- Tasa máxima permitida para que no se generen problemas de producción: conificación de agua o gas, arenamiento y otros.

LEVATAMIENTO ARTIFICIAL

La selección final del Método de Levantamiento Artificial a utilizar debería hacerse partiendo de un estudio económico de cada método, no obstante, la parte más difícil del análisis es obtener los costos futuros de operación y mantenimiento de alta calidad, correspondientes a los métodos durante la vida del proyecto.

MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIALEn los yacimientos los fluidos están sujetos a la acción de varias fuerzas y energías naturales: fuerzas de presión, fuerzas de fricción por viscosidad, de gravedad de energía y fuerzas capilares, las cuales actúan en el movimiento de los fluidos hacia los pozos o para retenerlos en el yacimiento.Cuando esas energías son suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo y de allí a la superficie, se dice que "EL POZO FLUYE NATURALMENTE", es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el pozo.La Producción Por Flujo Natural no es el método que garantiza los niveles de producción rentables durante toda la vida productiva del yacimiento.Para obtener el máximo beneficio económico del yacimiento, es necesario seleccionar el método de producción óptimo, este es el que permite mantener los niveles de producción de la manera más económica posible.Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye, lo que implica que la producción de fluidos baje hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por si mismo. De allí surge la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, de aquí surge lo que llamamos LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL.La mayoría de los pozos son capaces de producir por Flujo Natural en la primera etapa de su vida productiva, no obstante una vez finalizada la producción por Flujo Natural, es necesario seleccionar un Método de Levantamiento Artificial que permita seguir produciendo eficientemente el yacimiento.Al realizar la explotación del yacimiento la presión de este disminuye lo que implica que la producción baje hasta el momento en el cual el pozo deja de producir por si mismo.El Método de Levantamiento Artificial consiste en extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo.Existen algunos factores que representan los parámetros más importantes en la selección del equipo de Levantamiento Artificial:- Inversión inicial- Relación gastos operacionales /ingresos mensuales

- Vida útil del equipo- Números de pozos en levantamiento artificial- Disponibilidad del equipo excedente- Vida del pozo Cada uno de los sistemas de Levantamiento Artificial tiene limitaciones económicas y operacionales que lo excluyen de cualquier consideración en ciertas condiciones operacionales.Una vez que halla sido elegido en el pozo el Método de Producción, debe diseñarse adecuadamente el equipo necesario para que este funcione en condiciones particulares del pozo. Por lo tanto, independientemente de la escogencia del método, se deberá suministrar al personal de operaciones suficiente información y entrenamiento para que la instalación sea exitosa desde el punto de vista económico.El propósito de los Métodos de Levantamiento Artificial, es minimizar los requerimientos de energía en la cara de la formación productora, con el objeto de maximizar el diferencial de presión a través del yacimiento y provocar de esta manera, la mayor afluencia de fluidos, sin que se generen problemas de producción como pueden ser: arenamiento, conificacion de agua etc.Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran: los convencionales y no convencionales.* MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES:Son aquellos que poseen una aplicación común en la industria petrolera, ya que son los más utilizados en la producción de crudo actualmente. Dentro de este grupo encontramos:- Bombeo Mecánico- Levantamiento Artificial por Gas* MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO CONVENCIONALES:Son todas aquellas tecnologías desarrolladas y/o mejoradas en los últimos años. Entre estas se encuentran:- Bombeo Electrosumergible- Bombeo de Cavidad Progresiva- Bombeo Hidráulico* MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL CONVENCIONALES:

BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONALEl bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal.El volumen encerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de de la bomba.Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.

* COMPONENTES DEL EQUIPOLos componentes que conforman el sistema de bombeo mecánico se dividen en dos categorías: Equipo de superficie y equipo de subsuelo.

DESCRIPCION DEL EQUIPIO DE SUPERFICIE- MOTOR:Es el encargado de suministra la energía necesaria a la unidad de bombeo para levantar los fluidos de pozo. Es motores pueden ser de combustión interna o eléctricos.Los motores de combustión interna pueden ser de baja o alta velocidad; los de baja velocidad operan entre 200 y 600 rpm y poseen un cilindro, los de alta velocidad funcionan entre 800 y 1400 rpm.En la actualidad el tipo de motor mas utilizado en la industria petrolera es el motor eléctrico, este posee también una velocidad constante (baja velocidad ) y una potencia que varia entre 5 y 100 hp, el motor de velocidad variable (alta velocidad) su potencia varia entre los 10 y 200 hp este ultimo utilizado para alto deslizamiento.- CAJA DE ENGRANAJESe utiliza para convertir energía del momento de rotación, sometidas a altas velocidades del motor primario, a energía de momento de rotación alto de baja velocidad. La maquina motriz se conecta al reductor de velocidad (caja de engranaje) mediante correa. El reductor de velocidad puede ser: Simple, doble o triple. La reductora doble es la más usada.- MANIVELAEs la responsable de trasmitir el movimiento de la caja de engranaje o transmisión a la biela del balancín, que esta unida a ellos por pínes se están sujetas al eje de baja velocidad de la caja de engranajes y cada una de ellas tienen un numero igual de orificios, los cuales representan una determinada carrera del balancín, en ellos se colocan los pines de sujeción de las bielas. El cambio de pines de un hueco a otro se llama cambio de tiro.- PESAS O CONTRA PESOSe utiliza para balancear las fuerzas desiguales que se originan sobre el motor durante a las carreras ascendente y descendente del balancín a fin de reducir la potencia máxima efectiva y el momento de rotación. Estas pesas generalmente, se colocan en la manivela y en algunas unidades sobre la viga principal, en el extremo opuesto el cabezote.- PRENSA ESTOPAConsiste en una cámara cilíndrica que contienen los elementos de empaque que se ajustan a la barra pulida permitiendo sellar el espacio existente entre la barra pulida y la tubería de producción, para evitar el derrama de de crudo producido.- BARRA PULIDATubería fabricada de material resistente, generalmente se encuentran de diámetros de 11/4 y 1 ½ pulgadas y longitud de 15 y 22 pies. Se encarga de soportar el peso de la sarta de cabillas, de la bomba y del fluido dentro de la tubería.- UNIDAD DE BOMBEOSu función principal es proporcionar el movimiento reciprocante apropiado, con el propósito de accionar la sarta de cabilla y estas, la bomba de subsuelo Mediante la acción de correas y engranajes se logra reducir las velocidades de rotación.El movimiento rotatorio resultante se trasforma en uno reciprocante, a través de la manivela, la biela y el propio balancín.

UNIDADES DE BOMBEO MECANICO- BALANCINES TIPO APISon diseñados basados en especificaciones API, operan con movimientos armónicos simples que realiza una viga viajera activada por la caja de engranajes, conectada a un motor por medios de correas, estos balancines pueden clasificarse de acuerdo a su geometría y contrapeso de las unidades en:- CONVENCIONALEs la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas, fácil operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de trasmisión la cual reduce la velocidad a través de un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es comunicado a la viga viajera mediante conexión biela /manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la barra pulida.- UNITORQUELa unidad unitorque (Mark II), es un diseño que parte del modelo convencional, se caracteriza por ser capas de soportar más fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo, aunque es mas costoso manufactura.

Su estructura y requiere mayor contra-balance. El balanceo de esta unidad se hace en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar el balance estructural originado por su geometría de fabricación.- BALANCEADA POR AIRESe caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por trasporte e instalación es mas económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, lo hacen ser la unidad mas costosa en cuanto a operaciones, pero son mas resistentes a cargas que las convencionales.

DESCRIPCION DEL EQUIPO DE SUBSUELO- TUBERIA DE PRODUCCIONEs una serie de tubos que se usa para trasportar el fluido y, al mismo tiempo, sirve de guía a la sarta de cabilla que acciona la bomba.Los tipos de tuberías mas empleados para este tipo de completación (BM) son las EUE y la Hydrill.- ANCLA DE TUBERIAControla los movimientos de la tubería, eliminar los esfuerzos durante la acción de bombeo, mantiene la tubería en una posición constante y reduce la fricción entre las cabillas y la tubería.- SARTA DE CABILLAEs el elemento de conexión entre la unidad de bombeo, instalada en la superficie y la bomba de subsuelo. Mediante esta se trasmite el movimiento reciproco a la bomba para deslizamiento de fluido, generalmente son fabricadas en acero y por lo tanto, poseen propiedades de elasticidad, aunque existen cabillas de fibra de vidrio y las continuas, cada una de ellas diseñadas para diferentes diámetros y longitud.- CABILLAS API O CONVENCIONALESExisten tres tipos de cabillas API de acuerdo al material de su fabricante C., D, K. Las longitudes de las cabillas pueden ser de 25 o 30 pies, utilizando niples de cabillas (tramos de cabillas de menor longitud), en los casos que ameriten para obtener la profundidad de asentamiento de la bomba, otros elementos adicionales de la sarta de cabilla s podrían ser una barra (Sinker Bar), diseñado para adicionar peso al colocar en la parte inferior de la barras de peso es de 1 ½ a 2 pulgadas. En pozos productores de crudo pesado; donde se crea una especie de colchón que aumenta el efecto de flotación de las cabillas durante su carrera descendiente, dificultando el desplazamiento del pistón dentro del barril de la bomba 0, con una consecuente disminución de la eficiencia volumétrica de la bomba, es ventajoso utilizar barra de peso en la sarta de cabillas, ya que facilita el desplazamiento de crudo viscoso al mantener tensión en la sarta de cabillas.- CABILLAS NO API O CONTINUASSon aquellas cabillas que no cumplen con las normas API, ellas son; Electra, continuas, fibra de vidrio dentro de las cuales las mas usadas son las cabillas continuas, su elongación es 3.8 veces mayor que las cabillas de acero para la igual carga y diámetro.

BOMBA DE SUBSUELOEs el primer elemento que se debe considerar al diseñar una instalación de bombeo mecánico para un pozo, ya que del tipo, tamaño y ubicación de la bomba depende el resto de los componentes. Es una bomba de desplazamiento positivo.

COMPONENTES DE LA BOMBA DE SUBSUELO- BARRIL O CILINDRO DE LA BOMBAEs una pieza cilíndrica pulida en la cual se almacena el fluido- EL EMBOLO O PISTONEs el elemento movible dentro de la bomba. Su diámetro determina la capacidad de desplazamiento y su resistencia es menor que el que la del cilindro- LA VALVULA VIAJERAEsta ubicada en el pistón, el tipo bola y asiento, permite la entrada del fluido del barril al pistón.- LA VALVULA FIJA DE TIPO BOLA Y ASIENTOEsta facilita la entrada del fluido desde el pozo hasta el baril de la bomba.- ANCLAJE O ZAPATAEs la combinación de las partes reunidas inferiormente para obtener el anclaje de la bomba y efectuar un sello hermético.

CLASIFICACION DE LAS BOMBAS- BOMBA DE TUBERIA (T)

Se instalan en ellas y el cilindro es parte integral de la misma. Su mayor aplicación está en los pozos de alta productividad, con profundidades menores a 4500 pies y donde las condiciones de producción no son severas, es decir, hay baja producción de gas y y pocos fluidos abrasivos y corrosivos.- BOMBA DE CABILLA O INSERTABLESe instala en los pozos, mediante el uso de la sarta de cabillas y sin necesidad de extender tubería. Se aplican en pozos da moderada y baja productividad y profundidades de hasta 7000 pies aproximadamente. Su remoción y reparación es mas económica que la de las bombas de tuberías. Pueden ser ancladas por el fondo, el tope o por ambos extremos de la bomba.- ANCLA DE GASConsiste en un tubo rasurado o perforado, colocado bajo la zapata de anclaje. Su objetivo es separar gas/liquido antes de la entrada del fluido a la bomba.

VENTAJAS DEL BOMBEO MECANICO- El diseño es poco complejo.- El sistema es eficiente, simple y fácil de operar por el personal de campo.- Es aplicado en crudo pesado y altamente viscoso.- Puede utilizar combustible o electricidad como fuente de energía.- El equipo puede ser operar a temperatura elevadas.- Permite variar la velocidad de embolada y longitud de carrera para el control de la taza de producción.

DESVENTAJAS Y LIMITACIONES DEL BOMBEO MECANICO- La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la presencia del gas.- La presencia de arenas ocasionan el desgaste severo del equipo.- Requiere altos costos e mantenimiento.- Posee profundidades limitadas.- El equipo es pesado y ocupa mucho espacio.- La taza de producción declinan rápidamente.

RANGO DE APLICACIÓN DEL BOMBEO MECANICO- Este método de levantamiento se encuentra entre 20 y 2000 (BPPD).- Se pueden aplicar a una profundidad no mayor a 9000 pies.- No se puede utilizar en pozos desviados.- No debe existir presencia de arenas.- Solo se utiliza en pozos unidireccionales.- Se utiliza en pozos con temperaturas no mayores a 500 °F.

LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GASEl Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es un método de producción que utiliza gas comprimido a alta presión como fuente externa de energía. El gas es inyectado en un punto de la columna de fluidos en la tubería de producción. El gas inyectado tiene como propósito aligerar o desplazar la columna de fluidos, reduciendo su peso. De esta manera, la energía del yacimiento será suficiente para transportar los fluidos desde el fondo hasta la superficie.TIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS* INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO CONTINUO:Se considera una extensión del método de producción por flujo natural: esto consiste en suplir el gas de formación mediante la inyección continua de gas en la columna de fluidos, con la finalidad de aligerar el peso de ésta.* INYECCIÓN DE GAS POR FLUJO INTERMITENTE:Se inyecta cíclica e instantáneamente un alto volumen de gas comprimido en la tubería de producción, con el propósito de desplazar, hasta la superficie, la columna o tapón de fluido que aporta la arena por encima del punto de inyección.TIPOS DE INSTALACIONES PARA UN SISTEMA DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS Existen diferentes tipos de instalaciones para este método, los cuales se clasifican dependiendo de sí el pozo se encuentra equipado o no, con empacadura y/o válvula fija. * INSTALACIONES ABIERTAS: en este tipo de instalación la sarta de tubería está suspendida dentro del pozo sin empacadura.

* INSTALACIONES SEMICERRADAS: es similar a la abierta con la diferencia de que se instala una empacadura que sella la comunicación entre la tubería de producción y el espacio anular.* INSTALACIONES CERRADAS: la instalación es similar a la semicerrada, excepto que se coloca una válvula fija en la sarta de producción, generalmente en el fondo del pozo. Este es el tipo ideal para flujo intermitente.COMPONENTES DEL EQUIPO UTILIZADO PARA EL LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS. La mayoría de los sistemas de levantamiento artificial por inyección de gas están diseñados para recircular el gas de levantamiento. Cuando en un campo existen varios pozos que producen por este método, se deben considerar que forman parte de un sistema de superficie y subsuelo del cual es imprescindible conocer su función y los elementos que lo conforman.

* EQUIPOS DE SUPERFICIE.El equipo de superficie se encuentra constituido por la planta compresora, el sistema de distribución del gas de alta presión y el sistema de recolección de fluidos.a) PLANTA COMPRESORA:Es donde se realiza el proceso de comprimir el gas de baja a alta presión. Puede ser Centrífuga (turbina) o Reciprocante (motocompresor). Recibe el gas de baja, el cual puede provenir de los pozos, lo comprime a su capacidad, lo envía como gas de alta presión a la red de distribución y, de allí, a cada pozo.b) SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN DE GAS:La red de distribución, la cual puede ser del tipo ramificado o poseer un múltiple de distribución, es la encargada de transportar el gas y distribuirlo a cada pozo. La presión y el volumen de gas que llega al pozo dependerá de la presión y el volumen disponibles en la planta compresora, menos la pérdida que se origina en el sistema de distribución. El equipo utilizado para la medición y el control está conformado por el registrador de dos plumas, a través del cual se miden las presiones de inyección y producción; el estrangulador ajustable, la placa orificio donde se regula y controla el gas de inyección, las válvulas de bloqueo mediante las cuales se controla el contraflujo que se pueda generar.c) SISTEMA DE RECOLECCIÓN DE FLUIDOS:Está formado por las líneas de flujo, encargadas de transportar el fluido hacía el separador, donde se separan la fase líquida, la cual es transportada a los tanques, y la fase gaseosa, que es enviada a la planta compresora.

* EQUIPO DE SUBSUELO.Los componentes del equipo de subsuelo, en este tipo de levantamiento, son los mandriles y las válvulas de inyección. La cantidad o número de mandriles y válvulas requeridas dependerá fuertemente de la presión de inyección disponible.a) MANDRILES:Son tuberías con diseños especiales. En sus extremos poseen roscas para conectarse a la sarta de producción formando, de este modo, parte integrada de ella. Sirven de receptáculo para instalar la válvula de levantamiento o inyección a la profundidad que se necesite.

TIPOS DE MANDRILES:Existen tres tipos de mandriles: convencional, concéntrico y de bolsillo.a.1) MANDRIL CONVENCIONAL: es el primer tipo usado en la industria. Consta de un tubo con una conexión externa, en la cual se enrosca la válvula, con protector por encima de la válvula y otro por debajo. Para cambiar la válvula, se debe sacar la tubería.a.2) MANDRIL CONCéNTRICO: la válvula se coloca en el centro del mandril y toda la producción del pozo tiene que pasar a través de ella. No es posible correr bombas de presión ni herramientas por debajo del primer mandril colocado, debido a la limitación del área (1 3/8 pulgadas de diámetro)a.3) MANDRIL DE BOLSILLO: la válvula se encuentra instalada en el interior del mandril, en un receptáculo llamado bolsillo. Puede ser fijada y recuperada con una guaya fina, sin necesidad de sacar la tubería.

TAMAÑO DE LOS MANDRILESEl tamaño de los mandriles por utilizar dependerá del diámetro de la tubería de producción. Los tamaños más utilizados son los de 2 3/8", 2 7/8" y 3 ½".

Al definir el tamaño se define la serie. Entre los tipos de serie se encuentran los mandriles tipo K para válvulas de una pulgada y los mandriles tipo M para válvulas de 1 ½ pulgada.b) VÁLVULASLa válvula de Levantamiento Artificial por Gas son básicamente, reguladores de presión. Deben ser diseñadas para operar en condiciones de fondo y ser capaces de inyectar el gas a la presión y volumen requeridos.

CLASIFICACIÓN DE LAS VÁLVULAS.De acuerdo con la presión que predominantemente abre la válvula, se clasifican en:- Válvulas Operadas por Presión de Gas.- Válvulas Operadas por Presión de Fluido.- Válvulas de Respuesta Proporcional.- Válvulas CombinadasLas más utilizadas en la industria petrolera son las:- VÁLVULA OPERADAS POR PRESIÓN DE GAS (Pg):Ésta actúa sobre el área del fuelle (mayor área), por lo que esas válvulas abren principalmente por esa presión (presión de gas).- VÁLVULAS OPERADAS POR PRESIÓN DE FLUIDO (Pp):Donde la presión del fluido del pozo actúa sobre el área del fuelle, por lo que esa presión gobierna su apertura.En ambos tipos de válvulas, el gas más utilizado para cargar el fuelle es el nitrógeno, ya que es económico, abundante, no corrosivo y de propiedades predecibles.El objetivo que se persigue con el diseño de una instalación de Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es inyectar gas lo más profundo posible, con el volumen y la presión de gas disponibles en la superficie y en las condiciones de producción en el pozo.La situación más desfavorable se tiene cuando el pozo se encuentra lleno de fluido de Completación. Si se dispone de suficiente presión para transferir el fluido de completación del anular hacia la tubería de producción, en forma de vaso comunicante (descarga del pozo), a través de un hueco imaginario situado a 60 pies por encima de la empacadura (Demp-60"), solo se requerirá la instalación de un mandril con su válvula a la mencionada profundidad, para lograr inyectar el gas lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas adicionales (válvulas de descarga) por encima de la operadora.

PROCESO DE DESCARGA.Inicialmente todas las válvulas (operadas por presión de gas) están abiertas y cubiertas de fluido de carga. La inyección del gas se comienza en forma lenta para transferir gradualmente la presión del sistema en el nivel del pozo (presión de arranque) hacia el anular. De lo contrario, la acción abrasiva del fluido de completación podría erosionar el asiento de las válvulas, por alta velocidad con la que circula a través de los mismos.- PRESIÓN DE OPERACIÓN DEL SISTEMA:En la medida en que se incrementa la presión en el anular, el nivel de fluido en él va descendiendo hasta descubrir la válvula tope. Esta regulará la presión en el anular a un valor ligeramente menor que la presión de operación del sistema.- REDUCCIÓN DE PRESIÓN: La reducción de presión en la tubería, producida por el gas que entra a través de la válvula tope, permite que la descarga del pozo continúe hasta descubrir la segunda válvula. Al descubrirse esta, la tasa de gas que sale del anular hacia la tubería de producción es mayor a la que entra por la superficie, originando una reducción de presión del gas en el anular, que trae como consecuencia el cierre de la válvula tope, siempre y cuando su presión de cierre en la superficie sea mayor que la presión de cierre de la segunda. El gas continúa pasando por medio de la segunda válvula hasta que se descubre la tercera y, así, sucesivamente, hasta llegar a la que quedará como operadora.En este proceso es importante destacar que las presiones de apertura y cierre de las válvulas deben ir disminuyendo a medida que van colocadas más profundas en la sarta de producción. Por otro lado, el asiento de cada válvula debe permitir el paso del gas requerido para reducir la presión en la tubería, lo suficiente para lograr descubrir la válvula más profunda.En el diseño de este tipo de instalaciones para flujo continuo, la caída de presión entre dos válvulas consecutivas pozo abajo debe ser lo suficientemente alta para evitar la interferencia entre ellas.

VENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:- Gran flexibilidad para producir con diferentes tasas

- Puede ser utilizado en pozos desviados usando mandriles especiales- Ideal para pozos de alta relación gas - líquido y con producción de arena- Se pueden producir varios pozos desde una sola planta o plataforma- El equipo del subsuelo es sencillo y de bajo costo- Bajo costo de operación

DESVENTAJAS DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:- Se requiere una fuente de gas de alta presión- No es recomendable en instalaciones con revestidores muy viejos y líneas de flujo muy largas y de pequeño diámetro- El gas de inyección debe ser tratado- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafinoso- Su diseño es laborioso- Aplicable a pozos de hasta + 10.000 pies

PÁRAMETROS DE APLICACIÓN DEL MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS:- Una gran seguridad de compresión requiere de 95% o más de tiempo de corrida. El gas debe estar deshidratado y dulce.- Posee un costo bajo por pozo, el costo de compresión dependerá del costo del combustible y mantenimiento del compresor. La llave es inyectar lo que más posible sea de RGL.- Posee una excelente confiabilidad para sistemas de compresión bien diseñados y con buen mantenimiento- Buen mercado para un buen compresor usado y algunos se dan como pago por su valor como mandriles y válvulas- Buena Eficiencia. Incrementa para pozos que requieren pequeñas RGL de inyección. Baja eficiencia para pozos con alta RGL de inyección. Eficiencia típica de 20% pero un rango de 5 a 30%.

Excelente flexibilidad. Variadas tasas de inyección de gas para diferentes tasas de producción. Necesidades de tuberías para diferentes tamaños.- Es necesaria una fuente de gas de adecuado volumen, alta presión, seco, no corrosivo y limpio durante toda la vida del sistema. Necesario un enfoque del sistema. Es beneficiosa una baja contrapresión. Es necesaria buena data para el diseño y espaciamiento de las válvulas. Se pueden seguir las recomendaciones, las prácticas de operaciones, pruebas y especificaciones API.- Su uso es bueno y flexible para altas tasas. Este sistema es utilizado en pozos con alta presión de fondo. Es el más parecido al flujo natural de los pozos.- Las restricciones de tubería son las siguientes: Revestidores de 4,5 y 5,5 pulgadas con eductor de 2 pulgadas. Limita las tasas < 1000Bpd. Para tasas > 5000 Bpd se usa casing > 7 pulg. Y tuberías de producción > 3,5 pulgadas.- Las limitaciones de profundidad están controlado por el sistema de inyección de presión y las tasas de fluido. Típicamente, para 1.000 Bpd con eductor 2,5 pulgadas. 1440 lpc de presión de levantamiento y RGL de 1000 PC/Bls, tendrá una profundidad de inyección de 10000 pies.- Tiene una pobre capacidad de admisión, restringida por el gradiente de gas del fluido levantado. Típicamente las tasas moderadas están limitadas alrededor de 100 lpc/1000 pies de profundidad de inyección. Así, la contrapresión en pozos de 10000 pies puede ser > 1000 lpc- Los niveles de ruido son bajos en el pozo, pero alto en el compresor- El espacio físico es bueno, de bajo perfil, pero los compresores causan problemas. Las medidas de seguridad deben ser tomadas para las líneas de alta presión.- Los motores, turbinas y maquinas pueden ser usadas para la compresión, siendo buenas fuentes de energía- La presión de fondo y el perfil de producción son fáciles de obtener. Se puede considerar optimización y automatización con procesadores.- Posee buena habilidad para manejar corrosión / escamas. Es posible usar inhibidores en el gas de inyección y/o en baches dentro del eductor, aumentándolos para evitar la corrosión en las líneas de inyección.- Es excelente para hoyos desviados. Presenta pocos problemas con la guaya fina para desviaciones superiores a 70º con válvulas retraibles- Es excelente su habilidad para el manejo de gas, ya que reduce la necesidad de inyección de gas

- Posee una excelente capacidad para manejar parafinas, pero la inyección de gas puede agravarse; ya que muchas veces se requiere de cortadores metálicos.- Puede ser posible que se utilice en completación de hoyos reducidos, pero resultaría problemático el diseño e ineficiente- Peste método posee una excelente habilidad para el manejo de sólidos en este caso la arena, limitado por el influjo y los problemas de superficie. Típicamente el límite es de 0.1 % de arena para el influjo y el equipo de superficie.- La Temperatura está limitada por un valor máximo alrededor de 350ºF. Es necesario conocer la temperatura para diseñar por debajo de las válvulas de descargas.- La capacidad de manejo de fluidos altamente viscosos es regular, presenta pocos problemas para crudos > 16 ºAPI o viscosidades menores de 2 cps. Excelente para levantar crudos viscosos con altos cortes de agua.- Tiene una excelente capacidad para levantar Altos Volúmenes, restringido al tamaño del tubing, tasa de inyección y profundidad. Depende de la presión del yacimiento y el índice de productividad (IP) tasas de 500 Bpd a 1000 pies y tubería de 4 pulgadas.- Tiene una capacidad regular de manejar bajo volumen, limitado por el cabeceo y el deslizamiento. Se deben evitar rangos de flujo inestable. Típicamente limitado a 20 BPD para eductores de 2 pulgadas sin cabeceo, 400 BPD para 2,5 pulgadas y 700 BPD para 3 pulgadas de diámetro.

MÉTODO DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL NO CONVENCIONALES1. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLESe considera un método de levantamiento artificial, que utiliza una bomba centrífuga ubicada en el subsuelo para levantar fluidos aportados por el yacimiento desde el fondo del pozo hasta la estación de flujo.Se basa en el principio de centrifugación de fluidos, un rotante gira a alta velocidad y expulsa el fluido hacia la periferia del rotor donde es ingresado a una tubería de descarga, este tipo de bombas tienen diferentes estados de centrifugación, es decir, no es un solo rotor, si no varios que colocados en formas sucesivas uno sobre el otro y alimentándose entre ellos para ganar mayor presión.Este método es aplicable cuando se desea producir grande volúmenes de fluido en pozos medianamente profundos.

EQUIPO DEL SISTEMA DE BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE. El equipo que integra el sistema de bombeo electrosumergible está constituido por un equipo de superficie y uno de subsuelo, comunicados a través del cable de potencia.

* EQUIPO DE SUPERFICIE:- TRANSFORMADORES :Son unidades sumergidas en aceite con auto enfriamiento. Son diseñados para transformar el voltaje primario de la línea eléctrica al voltaje requerido por el motor correspondiente. Para efectos de diseños, la capacidad de la carga se expresa en kilovatios - amperios (KVA), debido a los diferentes voltajes, a las condiciones en las cuales funcionan y la amplia flexibilidad de los mismos. El transformador típico recomendado para este tipo de sistema necesita convertir la tensión de 24.000 a aproximadamente 480 voltios.- TABLERO DE CONTROL:Es el equipo que protege y controla el funcionamiento y ensamblaje de fondo. Tiene dispositivos de protección contra caídas y subidas de amperaje. Se fabrica en relación con la potencia requerida por el motor y su voltaje.o EL VARIADOR DE FRECUENCIA:Es un tablero de control que contiene dispositivos capaces de suministrar frecuencias y voltajes variables al motor. La frecuencia puede ser controlada desde la superficie, puesto que la velocidad es directamente proporcional a la frecuencia, o sea que al variar esta se estará modificando la velocidad del motor. También facilita a una bomba sumergible a producir un amplio rango de volúmenes, lo cual no es posible si no se dispone de variador.- CAJA DE EMPALME:

También llamada caja de conexiones o venteo, permite conectar el cable suplidor de energía del equipo de superficie con el cable de conexión al motor y ayuda a ventear a la atmósfera cualquier cantidad de gas que fluye a la superficie a través del cable, evitando que llegue al tablero de control y se origine una explosión.- CABEZAL :Sustenta todo el equipo de fondo acoplado a la tubería de producción y a la vez, está diseñado para facilitar el paso del cable y sellar alrededor de éste. Existen diferentes tipos de cabezal, dependiendo de las condiciones del pozo.

* EQUIPO DE SUBSUELO:- SENSOR DE PRESIÓN:Es un equipo que se coloca acoplado a la parte final del motor. Está constituido por circuitos que permiten enviar señales a la superficie a través del cable de voltaje primario de alimentación al motor, las cuales son registradas mediante un instrumento instalado en el panel de superficie, convirtiéndose en señales de presión de fondo a la profundidad de operación de la bomba.- MOTOR:Es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Los motores usados son de tipos dipolares, trifásicos, jaula de ardilla, de inducción. Formados por 20 rotores acoplados al eje, ubicados en los estatores y recubierto por una carcasa de acero. Se encuentran lleno de un aceite mineral altamente refinado, de alta resistencia dieléctrica, que ayuda a lubricar los cojinetes del motor y transfiere el calor generado de el a su carcasa. Los fabricantes ofrecen una gran disponibilidad de motores adaptados al diámetro de la tubería de revestimiento.- PROTECTOR:Se encuentra ubicado entre el motor y la bomba y facilita la conexión de estos elementos. Se encarga de mantener los fluidos del pozos fuera del motor. Existen diferentes clases de protectores, como son: tipo laberinto, tipo bolsa y tipo modular. Su escogencia va depender de las características del pozo y el fluido.- SECCIÓN DE ENTRADA: Se encuentra entre el protector y la bomba. Existen dos tipos básicos de entrada: Entrada Estándar. La cual permite el ingreso del fluido directamente a la bomba. Este tipo de entrada no separa el gas libre, se utiliza en pozos. Separador de Gas. Es un equipo con algunas partes especiales diseñadas para desviar el gas libre y evitar que ingrese a la bomba, concediéndole a ésta una mayor eficiencia y también, la reducción de efectos, tales como la cavitación de la bomba, las fluctuaciones de carga del motor y las pérdidas en la presión de levantamiento.- BOMBA CENTRÍFUGA:Es el corazón del sistema BES, compuesta de etapas múltiples. Cada una de éstas consta de un impulsador rotativo, el cual imparte energía cinética al fluido que pasa a través de la bomba a una continua aceleración, y un difusor estacionario que cambia esta energía cinética en potencial. De acuerdo con la forma de los pasajes de la bomba, ésta se clasifica como de flujo radial o mixto. La configuración y el diámetro del impulsor de la bomba determinan la cantidad de energía que se trasmite al fluido. Existe una gran variedad de tipos de bomba, que los fabricantes manufacturan según el diámetro del revestidor del pozo. Entre ellos se destacan: tipo compresión, flotante y flotante bajo.- CABLE DE POTENCIA:Es uno de los componentes principales del sistema electrosumergible, por su función y costo. El cable trifásico, está constituido de tal forma que puede resistir temperaturas, las presiones y las impregnaciones de los fluidos del pozo. El conductor es de cobre de uno o más hilos de fases. Los fabricantes manufacturan cables especiales para altas temperaturas.- EQUIPO MISCELÁNEO:Está constituido por los equipos utilizados durante la instalación del sistema electrosumergible y que facilitan su operación. Entre estos tenemos:Válvula de Retención: por ella se conecta 2 ó 3 tubos por encima de la bomba. Su función es disminuir la presión hidrostática sobre los componente de la bomba.Válvula de Drenaje: se instala un tubo por la válvula de retención y se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo desde el revestidor a la tubería o viceversa.Centralizadores: como su nombre lo indica, su uso es centrar el motor y la bomba en pozos ligeramente desviados. También evita que el cable se dañe por el roce de la tubería de revestimiento.

Guarda Cable: se impulsan para proteger el cable de la conexión al motor, o cable plano, del roce con el revestidor, por ser esta conexión de mayor diámetro externo en todo el equipo.Soporte de Tuberías: se utiliza para prensar el cable que viene de la conexión del motor al conjunto protector - bombas y las tuberías de producción. Estos flejes metálicos se colocan uno por cada 15 pies y el tamaño depende de la tubería de producción.

VENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE:- Puede levantar altos volúmenes de fluidos- Maneja altos cortes de agua( aplicables en costa a fuera)- Puede usarse para inyectar fluidos a la formación.- Su vida útil puede ser muy larga.- Trabaja bien en pozos desviados- No causan destrucciones en ambientes urbanos- Fácil aplicación de tratamientos contra la corrosión y formaciones de escamas.

DESVENTAJAS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE:- Inversión inicial muy alta.- Alto consumo de potencia.- No es rentable en pozos de baja producción.- Los cables se deterioran al estar expuestos a temperaturas elevadas.- Susceptible a la producción de gas y arena.- Su diseño es complejo.- Las bombas y motor son susceptibles a fallas.

PARÁMETROS DEL BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE:- Temperatura: limitado por > 350ºf para motores y cables especiales.- Presencia de gas: saturación de gas libre < 10%- Presencia de arena: < 200 ppm (preferiblemente 0)- Viscosidad: limite cercano a los 200 cps.- Profundidad: 6000 - 8000 pies- Tipo de completación: Tanto en pozos verticales, como desviados.- Volumen de fluido: hasta 4000 BPD.2. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA Este método consiste en el desplazamiento positivo de un volumen, ocasionado por una diferencia de presión producto de la transformación de la energía cinética en potencial cuando se combina el movimiento longitudinal a lo largo del mismo. La bomba de cavidad progresiva o tornillo, es un equipo utilizado para el levantamiento artificial de crudo desde el subsuelo hasta la superficie. En los últimos años se ha incrementado el uso de este tipo de bombas, el cual actualmente se esta perfeccionando para minimizarlos problemas operacionales encontrados en el campo. Este método al igual que los otros métodos de levantamiento artificial está formado por un equipo de subsuelo y otro de superficie.* EQUIPO DE SUBSUELO:- Sarta de cabilla:- Tubería de producción.- Ancla de gas.- Bomba.- Nicle de paro.* EQUIPO DE SUPERFICIE:- Cabezal giratorio.- Prensa estopa y barra pulida.- Sistema de transmisión de energía,

* EQUIPOS DE SUBSUELO- BOMBA: La bomba es de desplazamiento positivo rotatorio. Su funcionamiento se basa en el principio de la bomba Moineao para transportar los fluidos. Está constituido básicamente por dos elementos: estator y rotor- ESTATOR:

Es un cilindro de acero ( tubo ), recubierto de un elastómero sintético ( goma endurecida ) en forma de doble hélice. Se debe prestar mucha atención al seleccionar el elastómero, ya que su vida útil depende de la gravead del crudo, la temperatura, agentes corrosivos, gas, arena y otros.- ROTOR: Suspendido y rotado por las cabillas, es la única pieza móvil en la bomba. Consiste en una hélice externa con un área de sección transversal redondeada, torneada a precisión esta hecho de acero al cromo para darle mayor resistencia contra la abrasión. Tiene como función principal bombear el fluido, girando de modo excéntrico dentro del estator y creando cavidades que progresan en forma ascendente.

PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA La bomba consta de dos hélices, una dentro de la otra: el estator con una hélice interna doble y el rotor con una hélice externa simple.Cuando el rotor se inserta dentro del estator, se forman dos cadenas de cavidad progresivas bien delimitadas y aisladas. A medida que el rotor gira, estas cavidades se desplazan a lo largo del eje de bomba, desde la admisión en el extremo inferior hasta la descarga en el extremo superior, transportando, de este modo, el fluido del pozo hacia la tubería de producción.El bombeo es a tasa fija, sin pulsaciones, directamente proporcional a la velocidad de rotación.

TIPOS DE BOMBA:Las bombas de cavidades progresivas se clasifican en: Bombas tabulares e insertables. Las bombas tabulares se caracterizan porque el estator se baja al pozo suspendido de la tubería de producción y luego, con la sarta de cabillas, desciende el rotor. Para cambiar esa bomba, se debe sacar el encabillado y la tubería de producción.Las bombas insertables se distinguen porque con la tubería de producción se baja un niple de asentamiento y, posteriormente con la sarta de cabilla desciende tanto el estator como el rotor como un conjunto. Cuando se requiera cambiar la bomba, se recupera la sarta de cabilla, se realiza el cambio y se baja nuevamente. Este tipo de bomba esta limitada por el diámetro y, por lo tanto, la capacidad para producir altas tasas.- NIPLE DE PAROEs un trozo de tubo que va colocado en un extremo del estator y define así la posición de este, es decir, el estator, en principio, no posee tope o base. Al colocar el nicle de paro en cualquiera de sus extremos, queda definido ese extremo como la base.La importancia de este niple estriba en que constituye el punto base para el espaciamiento de la bomba. En la parte inferior puede ser instalada cualquier herramienta necesaria como el ancla de gas, el filtro de arena, las empacaduras, etc.

EQUIPOS DE SUPERFICIES- CABEZAL GIRATORIOSe instala en el cabezal del pozo su función es soportar la carga de la sarta de cabilla y trasmitir el movimiento rotacional a las mismas. Puede ser de eje vertical con caja de rodamiento o de caja reductora de ángulo recto. Es accionado por motores eléctricos, de combustión e hidráulicos. Es recomendable completar el eje con un sistema antiretorno, con o sin freno, con el fin de evitar el giro contrario del rotor cuando se para la instalación.

VENTAJAS DEL BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA:- Bajo costo de instalación.- Bombea crudo de alta y baja gravedad API.- Puede manejar hasta 100% de agua.- El equipo de superficie puede ser transportado, instalado y removido fácilmente.- Aumenta la vida útil de las cabillas.- Opera con bajo torque.- Bajo consumo de energía eléctrica.- Bajos costos de mantenimiento. En la comunidad presenta mejor estética.

DESVENTAJAS DEL BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA:- Su profundidad de operaciones recomendada es de 4000pies.- Requiere suministro de energía eléctrica.- No se recomienda en pozos de mas de 180*f.- La tasa máxima manejada es de500 Bpd.

- Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con altas RGL.- El material elastómero es afectado por crudos con aromáticos.

PARAMETROS DE APLICACIÓN:- Por ser un pozo reciente se tiene poca experiencia y conocimiento de campo.- Usado principalmente en el desagüe de pozos de gas.- Limitados solo para yacimientos pocos profundos, posiblemente 5000pies.- No es posible usar dinamómetros y cartas de apagado de bombas- Limitado por el elastómero del estator, se usa por debajo de 250*f.- Restringidos para tasas relativamente pequeñas.3. BOMBEO HIDRÁULICOEs el método poco utilizado en Venezuela. Se considera una técnica que se usa durante un corto tiempo, debido a su característica especial de alcanzar aproximadamente 1800 pies de profundidad.Su potencia es transmitida mediante un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido es conocido como fluido de potencia o fluido de motor y es usado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión. Los fluidos de potencia mas utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo.

COMPONENTES DEL EQUIPOLos componentes que conforman el sistema de Levantamiento por Bombeo Hidráulico pueden ser clasificados en dos grandes grupos:- Equipo de superficie- Equipo de subsueloLos equipos de superficie y subsuelo están integrados por componentes* EQUIPOS DE SUPERFICIE:- SISTEMA DE FLUIDO DE POTENCIAEn los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motor recibe la energía suministrada por las bombas en la superficie. Este fluido transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, luego, retorna a la superficie con el fluido producido por el yacimiento. Los sistemas de fluidos de potencia se dividen en dos tipos:§ Sistema de fluido cerrado. En este tipo de sistema, el fluido motor no se mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento.§ Sistema de fluido abierto. En este tipo de sistema, el fluido motor se mezcla con los fluidos producidos por el yacimiento.- BOMBA DE SUPERFICIELas bombas utilizadas en este tipo de levantamiento para bombear el fluido motor pueden ser triples o múltiples. Las que se emplean generalmente, son las triples.- Bombas triples: estas bombas usan: émbolo, camisa de metal a metal, válvula tipo bola.- Bombas múltiples: tienen un terminal de potencia y una de fluido. El terminal de potencia comprende, entre otras partes: el cigüeñal, la biela y los engranajes El terminal de fluido esta formado por pistones individuales, cada uno con válvulas de retención y descarga. Usualmente, estas válvulas están provistas de resorte. Las bombas múltiples mas comúnmente instaladas en el campo son las de configuración horizontal.* MÚLTIPLES DE CONTROL Cuando se opera una cantidad apreciable de pozos desde una batería central, se suele usar un múltiple de control para dirigir los flujos directamente a cada uno de los pozos Medidores de flujo global o individual para cada pozo se pueden instalar en el múltiple de control de fluido de potencia. Para regular y/o distribuir el suministro de fluido d potencia a uno o más pozos, se usan varios tipos de válvulas de control. La válvula común a todos los sistemas de bombeo libre es la de cuatro vías o válvula control del cabezal del pozo.* VÁLVULA DE CONTROL Una válvula de control de presión constante regula la presión en el lado común del fluido de potencia del múltiple. Esta presión, generalmente, es mayor que la presión más alta requerida por cualquiera de los pozos. La válvula de control de flujo constante rige la cantidad d fluido de potencia que se necesita en cada pozo cuando se emplea una bomba reciprocante.

* EQUIPOS DE SUBSUELO:- SISTEMA DE FLUIDO MOTOREn los sistemas de bombeo hidráulico, el fluido motor transmite la potencia a la bomba de subsuelo y, a la vez, lubrica todas las partes móviles de la misma. El transporte del fluido motor y del fluido producido se realiza a través de un sistema de tuberías que depende del tipo de sistemas de fluido o de potencia: bien sea de fluido cerrado o de fluido abierto.- SISTEMA DE FLUIDO CERRADO (FMA) En este caso, el fluido motor no se mezcla con el pozo, lo cual hace necesario el uso de tres tuberías en el fondo del pozo: una para inyectar el fluido de potencia, una de retorno del mismo y otra del fluido de producción.- SISTEMA DE FLUIDO ABIERTO (FMA) En el sistema abierto, el fluido motor se mezcla con el fluido del pozo, lo cual hace necesario el uso de dos tuberías en el fondo: una para inyectar el fluido de potencia y otra para el retorno de la mezcla.- BOMBAS HIDRÁULICAS Las bombas hidráulicas de subsuelo constituyen el principal componente del sistema en el fondo del pozo. El principio de operación de estas bombas es similar al de las bombas de cabillas. Las bombas hidráulicas utilizan un pistón accionado por cabillas y dos o mas válvulas de retención. La bomba puede ser de simple acción o de doble acción. Una bomba de acción simple sigue prácticas de diseño similares a las de una bomba de cabillas. Se denomina de acción simple porque desplaza el fluido hasta la superficie, en el recorrido ascendente o en el descendente (no en ambos). Bomba de doble acción:La bomba de doble acción tiene válvulas de succión y de descarga en ambos lados del pistón. Por esta razón esta bomba desplaza el fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ascendente y descendente, con la acción combinada de apertura y cierre de las válvulas de succión y de descarga del pistón. Bombeo por cabilla e hidráulico:En una instalación de bombeo por cabillas la unidad de superficie y la bomba de subsuelo se unen por medio de la sarta de cabillas. En cambio, en una unidad de bombeo hidráulico, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. Las bombas de cuatro vías se usan en el motor para cambiar la alta presión del fluido de potencia a baja presión y descarga en ambos lados del pistón del motor, de manera alternativa. Estas válvulas del motor se utilizan con bombas de doble acción, para dar igual fuerza en el recorrido ascendente y descendente.FUNCIONAMIENTO: Cuando el pistón del motor llega al final de la carrera descendente, el diámetro reducido en la parte superior del vástago de válvula permite la entrada del fluido a alta presión, debajo de la válvula del motor. Debido a que la válvula tiene mayor área en la parte inferior que en la superior, se desplazara hacia arriba, como consecuencia de la fuerza resultante al actuar una misma presión sobre zonas distintas y en direcciones opuestas. Cuando la válvula de motor esta en la posición superior, las trayectorias del flujo hacia el pistón se invierten, comenzando la carrera ascendente de la bomba. Cuando el pistón del motor llega al final de la carrera ascendente, el diámetro reducido del extremo inferior del vástago de válvula conecta el área debajo de la válvula a la descarga. Con la alta presión por encima de la válvula y solamente la presión de descarga abajo, la válvula se desplazara a su posición superior y se repetirá el ciclo.

* BOMBA TIPO CHORRO (JET) Esta clase de equipo no tiene partes móviles, lo que la hace resistente a los fluidos corrosivos y abrasivos. Además, s adapta a todos los ensamblajes de fondo del bombeo hidráulico tiene alta capacidad y puede manejar el gas libre del pozo, pero requiere mayores presiones a su entrada que las bombas convencionales, para evitar la cavitacion. Su eficiencia es menor que la de los equipos de desplazamiento positivo, por lo cual necesita mayor potencia. Es un equipo hidrodinámico y opera, principalmente, a través de la transferencia de momento entre dos corrientes de fluido adyacentes. El fluido de potencia de alta presión pasa a través de la boquilla, donde la energía potencial del fluido (energía de presión) se transforma en energía cinética. Esto hace que el chorro de fluido adquiera altas velocidades. La mezcla del fluido del pozo con el fluido de potencia, en un área constante del conducto o tubo de mezcla, hace que se transfiera cierta cantidad

de movimiento al fluido del pozo. Los fluidos son conducidos a un difusor de área expandida, que convierte la energía cinética remanecente en presiones estáticas suficiente para levantar los fluidos hasta la superficie. Los tamaños físicos de la boquilla y el conducto de mezcla determinan las tasas de flujo; mientras que la relación de sus áreas de flujo establece la relación entre el cabezal producido y la tasa de flujo.

VENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO:

Pueden ser usados en pozos profundos (+/- 18000 pies ).- No requieren taladro para remover el equipo de subsuelo.- Puede ser utilizado en pozos desviados, direccionales y sitios inaccesibles.- Varios pozos pueden ser controlados y operados desde una instalación central de control.- Puede manejar bajas concentraciones de arena

DESVENTAJAS DEL BOMBEO HIDRÁULICO:- Costo inicial alto- Las instalaciones de superficie presentan mayor riesgo, por la presencia de altas presiones.- Altos costos en la reparación del equipo.- No es recomendable en pozos de alto RGP.- Problemas de corrosión.- El diseño es complejo.

PARÁMETROS DEL BOMBEO HIDRÁULICO- Alto dependimiento del HP requerido. Bajo en mantenimiento de bombas, costos relacionados con el tamaño de la garganta y las boquillas.- Su confiabilidad es buena con un apropiado tamaño de garganta y boquillas de la bomba para las condiciones de operación. Debe evitarse operarse en rangos de cavitacion en la garganta de la bomba. Problemas para presiones mayores a 4000 lpc.- Fácil de remover. Algunos se dan como pago de su valor. Buen mercado para las triples bombas.- Su eficiencia es de buena a pobre, máxima eficiencia solo en 30% altamente influenciado por el fluido de potencia más el gradiente de producción. Eficiencia típica entre 10-20%.- Su flexibilidad es de buena a excelente, tasa de fluido de poder y presión ajustable a condiciones de producción capacidad de levantamiento. Selección de gargantas y boquillas de amplia gama de tallas de volumen y capacidad.

CONCLUSIONES- Inicialmente todo pozo producirá por flujo natural.- Los Métodos de Levantamiento Artificial suplen la energía del pozo- El Bombeo Mecánico opera a temperaturas elevadas- El Bombeo Mecánico es aplicable en crudos pesados y altamente viscosos- El Levantamiento Artificial por Inyección de Gas es ideal para pozos con alta RGL y con producción de arena- El LAG es sencillo y de bajo costo- La presencia de arena afecta a todos los métodos de levantamiento artificial, menos al LAG.- El Bombeo Electrosumergible levanta altos volúmenes de fluido- El Bombeo Electrosumergible es aplicable en costa afuera- El Bombeo Electrosumergible maneja alto cortes de agua- El Bombeo de Cavidad Progresiva tiene bajo costo de instalación y mantenimiento- El BCG bombea crudos viscosos- El Bombeo Hidráulico puede ser usado en pozos profundos- El Bombeo Hidráulico no es recomendable en pozos de alto RGP.

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