UNIVERSIDAD DE AQUINO BOLIVIAFACULTAD DE CIENCIA Y TECNOLOGIA

CARRERA DE INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS

ESTUDIO DE APLICACIÓN DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL DE PETROLEO EN EL POZO SANTA ROSA

PROYECTO DE GRADO PARA OPTAR AL TÍTULO DE LICENCIATURA EN INGENIERÍA EN GAS Y PETROLEOS

POSTULANTE: SERGIO RICARDO CARRASCO ROJAS

COCHABAMBA-BOLIVIA

2013

AGRADECIMIENTO

DEDICATORIA

Quiero expresar mi agradecimiento:

A mi Director de Carrera el ingeniero Carlos Canedo Quiroga, por el apoyo y la orientación para la realización de este proyecto.

Al ingeniero Ricardo Grageda por brindarme una mano amiga, por los consejos oportunos y su respaldo permanente.

Al ingeniero Freddy Reynolds Pareja, por la motivación y los consejos.

A los ingenieros Freddy Pool y Rafael Mendoza, por su calidad humana y su enorme contribución al mejoramiento de este trabajo como calificadores del proyecto.

A todos mis docentes por haber compartido su conocimiento y ayudar en mi trayectoria universitaria para mi formación profesional.

A mis amigos y compañeros por la confianza y su fe en mi para que pudiera culminar con esta etapa de mi vida.

Resumen

A Dios por permitirme culminar con éxito esta etapa de mi vida, por tener en mi camino personas maravillosas, por ser la fuerza y la esperanza que me permitieron vencer cada dificultad.

A mis abuelos Cosme y Lidia porque con su ejemplo a diario inspiran en mi el deseo de superación, porque con su amor, orientación y confianza hicieron de mi lo que soy y nada de esto hubiese sido posible sin ustedes.

A mis padres Ricardo y Juana por su apoyo incondicional, paciencia y esmero por verme siempre triunfante y exitoso en cada una de mis metas.

A mis hermanos, Ana, Ernesto, Bruno, Rocío, Andrés y Emily, para recordarles que con esfuerzo, confianza e iniciativa es posible alcanzar todas nuestras metas y sueños.

A mis tíos Fernando, Lily, Ronald y toda mi familia porque siempre tuvieron los brazos abiertos para tenderme la mano cuando más lo necesitaba.

A todos mis amigos por tantas sonrisas y momentos compartidos.

Con Cariño: Sergio

La actual situación de nuestro país en cuanto el abastecimiento de hidrocarburos líquidos ha llegado a un punto muy crítico, debido a que nuestra producción de petróleo ha decaído considerablemente.

Causa de esto es que lo pozos de petróleo dejaron de producir o fueron cerrados por diversos factores.

La explotación de campos petrolíferos por métodos primarios, es decir aprovechando la energía propia del reservorio, tiene una recuperación que oscila entre un 35 a 40%, quedando en el subsuelo gran parte de la riqueza contenida en el reservorio.

Para poder extraer esos fluidos se necesitan distintos mecanismos, los cuales pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la energía que contenga un pozo determinado.

El presente proyecto estará dirigido al pozo “Santa Rosa X-1” que en la actualidad no se encuentra en producción; será necesario realizar una recolección de los datos actuales del pozo, como ser las características físicas y químicas de petróleo que existe ahí que son muy necesarias para el estudio que se quiere realizar.

Para desarrollar el estudio primeramente se tiene que conocer cuáles son los métodos de levantamiento artificial que más se usan en la actualidad, algunos de ellos son: bombeo mecánico, bombeo electrosumergible, bombeo hidráulico tipo pistón, bombeo hidráulico tipo jet, levantamiento artificial por gas, y bombeo por cavidades progresivas.

Los métodos citados se los comparará considerando sus características, ventajas y desventajas, calificando las variables del pozo en los diferentes rangos de aplicación de los métodos de levantamiento artificial, añadiendo a esto los datos del pozo.

De esta forma lo que se pretende hacer es seleccionar el método de levantamiento artificial más apropiado para el pozo Santa Rosa

INDICE

CAPITULO 1.........................................................................................................................1

1.1Introducción..................................................................................................................1

1.2. Antecedentes..............................................................................................................2

1.3. Problema.....................................................................................................................3

1.3.1. Planteamiento del problema.................................................................................3

1.3.2. Identificación del problema..................................................................................4

1.3.3. Formulación del problema...................................................................................4

1.4. Objetivos.....................................................................................................................5

1.4.1. Objetivo general...................................................................................................5

1.4.2. Objetivos específicos...........................................................................................5

1.5. Justificaciones............................................................................................................5

1.5.1.Justificación académica........................................................................................5

1.5.2.Justificación social................................................................................................5

1.5.3.Justificación técnica..............................................................................................6

1.6. Limitaciones y alcances............................................................................................6

1.6.1. Limitaciones.........................................................................................................6

1.6.2. Alcances.............................................................................................................6

1.7. Investigación...............................................................................................................6

1.7.1. Tipo de investigación...........................................................................................6

1.7.2. Diseño de investigación......................................................................................7

CAPITULO 2.........................................................................................................................8

MARCO TEORICO...............................................................................................................8

2.1. Producción de hidrocarburos......................................................................................8

2.2.Producción de petróleo................................................................................................9

2.3. Mecanismos de producción........................................................................................9

2.3.1 Recuperación primaria..........................................................................................9

2.3.1.1 Empuje por gas disuelto...............................................................................11

2.3.1.2 Empuje por capa de gas..............................................................................13

2.3.1.3 Empuje hidrostático......................................................................................14

2.3.2 Recuperación secundaria...................................................................................16

2.3.2.1 Métodos de recuperación secundaria.........................................................16

2.3.2.1.1 Inyección de agua.................................................................................17

2.3.2.1.2 Inyección de gas....................................................................................19

2.3.3 Recuperación terciaria y/o mejorada.................................................................21

2.3.3.1 Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos.........................22

2.3.3.1.1 Inyección de polímeros.........................................................................23

2.3.3.1.2 Inyección de surfactantes......................................................................25

2.3.3.1.3 Inyección de soluciones alcalinas.........................................................26

2.3.3.2 Procesos de recuperación mejorada por inyección de mezclas de aditivos químicos...................................................................................................................27

2.3.3.2.1 Inyección de polímeros micelares.........................................................27

2.3.3.2.2 Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS)......................................27

2.3.3.2.3 Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP)......................28

2.4 Métodos de levantamiento artificial....................................................................................29

2.4.1 El bombeo mecánico..........................................................................................32

2.4.1.1 Tipos de unidades de bombeo mecánico....................................................37

2.4.1.2 Elemento de diseño de bombas mecánicas................................................38

2.4.2 Bombeo electrosumergible (BES)......................................................................47

2.4.2.1 Componentes de la bomba electrosumergible.............................................48

2.4.3 Bombeo hidráulico tipo pistón.............................................................................59

2.4.4 Bombeo hidráulico tipo Jet.................................................................................64

2.4.5 Levantamiento artificial por gas..........................................................................66

2.4.6 Bombeo por cavidades progresivas...................................................................73

2.4.6.1 Equipos de superficie y quipos de subsuelo................................................79

2.4.6.2 Equipos de superficie...................................................................................86

2.4.6.3 Procedimiento de selección de una bomba BCP.........................................90

2.5 Fundamento teóricos requeridos para el levantamiento artificial..............................93

2.5.1 Calificación de las variables de un pozo en los diferentes rangos de aplicación de los métodos de levantamiento artificial...................................................................93

2.5.2 Información requerida.........................................................................................94

2.5.3. Ponderación de las calificaciones de las variables del pozo.............................99

2.6 Parámetros de análisis de productividad de un pozo..............................................102

2.6.1 Índice de productividad y el IPR.......................................................................102

CAPITULO III....................................................................................................................104

PRESENTACIÓN Y ÁNALISIS DE RESULTADOS FUNDAMENTALES DE LA PRODUCCIÓN..................................................................................................................104

3.1 Geografía y estratigrafía del área de estudio..........................................................104

3.1.1 Ciclo Siluro-Devónico........................................................................................105

3.1.2 Ciclo Carbónico-Pérmico..................................................................................105

3.1.3 Ciclo Mesozoico................................................................................................106

3.1.4 Ciclo Terciario...................................................................................................106

3.2. Faja chapare – Boomerang....................................................................................107

3.3 Sistema de completación del pozo..........................................................................109

3.4 Cálculo del indice de productividad y caudal máximo.............................................112

3.5 Determinación del sistema de levantamiento.....................................................113

3.6 Determinación de la unidad de bombeo por cavidades progresivas.......................125

3.6.1.- Determinación del levantamiento neto...........................................................125

3.6.2 Determinación accesorios................................................................................129

3.6.2.1 Determinación del cabezal de superficie...................................................129

3.6.2.2 Determinación de las varillas.....................................................................131

3.7 Pronostico................................................................................................................133

CAPITULO 4.....................................................................................................................134

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES....................................................................134

4.1 Conclusiones...........................................................................................................134

4.2 Recomendaciones...................................................................................................136

BIBLIOGRAFIA.................................................................................................................137

ANEXOS...........................................................................................................................139

Indicé de tablas

Tabla 2.1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada basado en métodos químicos.............................................................................23

Tabla 2.2 Asignación de porcentajes de cada variable......................................................98

Tabla 2.3 Asignación numérica de los rangos de aplicación............................................100

Tabla 3.1 Sistema de tuberías.........................................................................................109

Tabla 3.2 Datos del pozo.................................................................................................109

Tabla 3.3 Datos de producción del pozo.........................................................................110

Tabla 3.4 Histórico de producción Pozo Santa Rosa.......................................................111

Tabla 3.5 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Mecánico....113

Tabla 3.6 Tipología de los fluidos en Bombeo Mecánico................................................114

Tabla 3.7Características de las facilidades de superficie para Bombeo Mecánico.........115

Tabla 3.8Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Electro sumergible.........................................................................................................................115

Tabla 3.9 Características de los fluidos producidos para Bombeo Electro sumergible...116

Tabla 3.10Características de las facilidades de superficie para Bombeo electro sumergible.........................................................................................................................116

Tabla 3.11Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................117

Tabla 3.12Características de los fluidos producidos para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................117

Tabla 3.13Características de las facilidades de superficie para Bombeo Hidráulico Tipo Pistón........................................................................................................................118

Tabla 3.14 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo Hidráulico Tipo Jet.............................................................................................................................118

Tabla 3.15Características de los fluidos producidos para Bombeo Hidráulico Tipo Jet...119

Tabla3.16Características de las facilidades de superficie para Bombeo Hidráulico Tipo Jet.............................................................................................................................119

Tabla 3.17Características de yacimiento, producción y pozo para gas............................120

Tabla 3.18Características de los fluidos producidos para gas.........................................120

Tabla 3.19Características de las facilidades de superficie para gas................................121

Tabla 3.20 Características de yacimiento, producción y pozo para Bombeo por Cavidades Progresivas.....................................................................................................121

Tabla 3.21Características de los fluidos producidos para bombeo por Cavidades Progresivas.......................................................................................................................122

Tabla 3.22 Características de las facilidades de superficie para bombeo por Cavidades Progresivas..................................................................................................122

Tabla 3.23 Resumen de valoración para los distintos tipos de levantamiento.................123

Tabla 3.24 Datos bombas OIL LIFT..................................................................................128

Tabla 3.25 Tamaños de centralizadores...........................................................................132

Indicé de Figuras

Fig. 2.1 Empuje por gas disuelto.........................................................................................13

Fig. 2.2 Empuje por capa de gas........................................................................................14

Fig. 2.3 Empuje hidrostático................................................................................................15

Fig. 2.4 Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo..............18

Fig.2.5 Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso.....................20

Fig. 2.6. Esquema del proceso de inyección de polímeros................................................24

Fig. 2.7. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.............................................25

Fig.2.8. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.................................26

Fig. 2.9. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP...........................................28

Fig. 2.10 Sistema de Bombeo Mecánico............................................................................34

Fig.2.11. Caja de venteo.....................................................................................................49

Fig.2.12. Cabezal de descarga...........................................................................................50

Fig.2.13. Cabezal tipo Hércules..........................................................................................51

Fig.2.14. Lado exterior del cabezal.....................................................................................51

Fig. 2.15 Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico...............................................................................................................................54

Fig. 2.16 Muestra de un separador de gas.........................................................................55

Fig. 2.17 Protector o sección sellante.................................................................................56

Fig. 2.18 Bombas Centrífugas sumergibles........................................................................57

Fig. 2.20 Arreglos de pozos tipo fijo...................................................................................60

Fig. 2.21 Arreglos tipo libre paralelos.................................................................................60

Fig. 2.22 Instalación de una bomba tipo libre.....................................................................61

Fig.2.23. Interior de la bomba hidráulica de succión..........................................................61

Fig. 2.24 Esquema de funcionamiento de la bomba...........................................................65

Fig. 2.25 Esquema de una bomba BCP.............................................................................77

Fig. 2.26 Estator y rotor de una BCP..................................................................................78

Fig. 2.27: Vista de planta de rotor y excentricidad..............................................................79

Fig. 2.28: Sistema de bombeo BCP....................................................................................80

Fig. 2.29 Equipos de subsuelo:...........................................................................................81

Fig. 2.30 Varillas de la sarta................................................................................................82

Fig. 2.31 Estator..................................................................................................................83

Fig. 2.32 Niple intermedio...................................................................................................84

Fig. 2.33 Poleas y correas..................................................................................................90

Fig. 2.34 Curva IPR...........................................................................................................102

Fig. 3.1 Subandino Boliviano............................................................................................104

Fig 3.2 Columna estratigráfica generalizada....................................................................106

Fig. 3.4 Mapa de ubicación de yacimientos de petróleo y gas de Bolivia y Noroeste de Argentina...........................................................................................................................107

Fig. 3.5 Modelo estratigráfico para el Devónico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra.....................................................................................................108

Indicé de Anexos

Anexo 1 Pág. Catologo Oil Lift mod. Bomba 34

Anexo 2 Pag. Catologo Oil Lift mod. Cabezal B500

Anexo 3 Pág. Catologo Tenaris Varilla Grado D

CAPITULO 1

1.1 Introducción

El desabastecimiento de líquidos en nuestro país tiene su origen en el hecho de

que la producción de petróleo, ha sufrido una disminución en los últimos años.

Esto ha originado que nuestros volúmenes de importación de gasolina, diesel y

GLP, tengan una fuerte subvención, para mantener los precios congelados de

estos productos en el territorio nacional, originando que un buen porcentaje de

estos combustibles vuelvan a salir por nuestras fronteras. Tal es el caso del gas

licuado de petróleo (GLP), que para nuestros vecinos su costo es mucho más

elevado; solo por dar un ejemplo el precio de la garrafa de GLP de 10 Kgf. en el

Perú cuesta un promedio de 75 Bs.

La notable declinación de la producción petrolera se puede ver en el hecho de que

el año 2007 el país consumía 18.000 barriles de diesel por día (bbld), de los

cuales tenía que importar alrededor de 6.000. Dos años después, en el 2009, el

consumo llegaba ya a 21.000 bbld y la importación era más de la mitad.

Según estos datos, la producción interna cubría en el 2007 dos tercios del

consumo de diesel, en tanto que en el 2009 un poco menos de la mitad

El consumo interno de gasolina y GLP se encuentra sustentado en la producción

de gas natural que normalmente tiene un porcentaje de líquidos asociados, que

en los últimos años ha ayudado a YPFB a paliar el déficit en la producción de

petróleo; en 11 años (2001-2011) la producción de petróleo bajó de más de 16.000

barriles por día a poco más de 4.000 (72%), según datos de YPFB.

La recuperación de petróleos es en la actualidad una de las mayores

preocupaciones de la estatal petrolera y a ella van orientados todos los esfuerzos

de la parte técnica. Para la recuperación se han aplicado diversas técnicas que

han contribuido a la mejora de la producción de los mismos, pero que siguen

aportando un factor de recobro muy bajo.1

Por ello, elevar los volúmenes actuales de producción representa un eslabón clave

en el abastecimiento interno. Todo trabajo debe está orientado a mejorar la

producción sea mediante trabajos de exploración, prospección y perforación de

pozos, también se debe pensar en la reactivación de aquellos campos

marginales, implementando el uso de nuevas técnicas.

Durante los últimos años se han venido realizado varios estudios y evaluación de

los campos productores a iniciativa de la empresa estatal, estos estudios han

revelado que se tienen muchos campos maduros y marginales, los mismos que

pueden ser explotados con nuevas tecnologías y ser sometidos a

reacondicionamiento y/o completación.

Con la finalidad de seguir explotando estos yacimientos en forma económica, será

necesario utilizar métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo (EOR).

Todos los esfuerzos deben ir dirigidos a maximizar el factor de recobro de los

yacimientos y a corto plazo a acelerar el recobro de las reservas recuperables.

1.2. Antecedentes

La explotación de campos petrolíferos por métodos primarios, es decir

aprovechando la energía propia del reservorio, tiene una recuperación que oscila

entre un 35 a 40%, quedando en el subsuelo gran parte de la riqueza contenida en

el reservorio.

Así, una variedad de técnicas de recuperación suplementaria se han empleado

con el fin de aumentar la recuperación de petróleo de yacimientos subterráneos.

Todas las compañías operadoras han analizado como mejorar los índices de

recuperación de las reservas de un determinado pozo, habiendo hecho análisis

exhaustivos en el caso de nuestro país de los campos marginales y/o maduros y

viendo las nuevas tecnologías que se usan en el mundo entero.

Dentro de estos parámetros se tienen que realizar estudios para poder predecir el

comportamiento futuro de los pozos productores, y poder determinar los métodos

que mejor se ajuste a la realidad de cada caso de estudio.

2

1.3. Problema

1.3.1. Planteamiento del problemaTodo pozo tiene una vida productiva, durante la misma las tasas de producción

van declinando, esta declinación de la producción está relacionada con una serie

de aspectos tanto internos como externos.

El campo Santa Rosa tiene en la actualidad tres pozos que están en etapa de

declinación de la producción y que fueron sometidos a rehabilitación y algunos

tienen problemas de invasión de agua. Estos pozos producen de los reservorios

Ayacucho, Piray y Sara

El año 2008 se realizaron trabajos de rehabilitación en los 3 pozos para habilitar a

producción las reservas de gas de las arenas Ayacucho y Arenisca Nº 1. A finales

del año 2010 se perforó y completó el pozo SRS-8, habilitándolo a producción en

los reservorios Ayacucho, Piray y Sara, incorporando a estos dos últimos como

nuevos niveles productores en el campo Santa Rosa. En agosto del año 2011 se

perforó el pozo SRS-9 con resultados positivos  habilitando a producción los

reservorios Sara, Ayacucho y AreniscaNo.1.

Actualmente en el campo se encuentran en produciendo los pozos SRW-X5 y

SRW-X6, SRS-8 y SRS-9; el pozo SRW-X4 está cerrado por invasión de agua

desde octubre del año 2011.

El campo Santa Rosa se encuentra operando desde el año 1981, su producción

está en franco declive, esto se debe a la lógica pérdida de presión del reservorio,

pero también al estado de la terminación del pozo, a la inundación del pozo,

estado de la tubería de producción, etc.

Se plantea que de dar solución al problema que aqueja a este pozo se estaría

recuperando hasta un 70% de la reserva total que tenía el pozo, ya que el pozo en

31 años de producción ininterrumpida sigue produciendo con la energía natural del

mismo.

La terminación de pozo realizada hace mucho tiempo para niveles de producción

más elevado trae aparejada tuberías de producción sobredimensionadas, lo que

3

origina que la velocidad del gas sea muy baja para poder arrastrar líquidos del

fondo del pozo, lo que generara el ahogamiento del pozo; este problema fue

solucionado mediante la implementación de la completación del pozo.

La pérdida natural de la energía del pozo plantea un nuevo reto para mantener o

por lo menos mejorar las tasas de producción.

1.3.2 Identificación del problema

Los bajos niveles de producción del pozo debido a la antigüedad del mismo.

1.3.3 Formulación del problema

¿Se mejorará la producción del pozo Santa Rosa X-1 del campo Santa Rosa

mediante el uso de técnicas de recuperación secundaria?

4

CIERRE DEL POZOAHOGAMIENTO DEL POZO

EFICIENCIA DEL SISTEMA FUERA DE PARAMETROS

NORMALES

DECLINACIÓN DE LA PRODUCCIÓN DEL POZO SANTA

ROSA X-1

PRESIÓN DE FONDO FLUYENTE DEFICIENTE

FILTROS TAPONEADO POR LA ARENA DE

FORMACIÓN

ELEVADA PRODUCCION DE AGUA

1.4 Objetivos

1.4.1 Objetivo general

Proponer un método de levantamiento artificial para el pozo Santa Rosa X-1

1.4.2 Objetivos específicos

Obtener la correlación estratigráfica del campo Santa Rosa.

Realizar un análisis del sistema de producción del reservorio.

Determinar el método de levantamiento

Determinar los componentes del sistema seleccionado.

Elaborar un pronóstico de producción.

1.5 Justificaciones

1.5.1 Justificación académica

Plantear soluciones a problemas de la producción petrolera ha sido y es hasta

nuestros días tema de interés y desvelo del mundo tecnológico – científico. El

presente trabajo es un aporte desde la óptica de un postulante al título de

ingeniero petrolero, donde se tratará de develar los pequeños secretos de este

mundo de la tecnología petrolera. Pretende ser un pequeño paso, para que en

base a este estudio otros estudiantes puedan develar un pequeño resquicio de

este mundo de millones de dólares.

1.5.2 Justificación social

Todo proyecto de investigación universitaria tiene que tender a solucionar

aspectos de la realidad vigente que plantea problemas que derivan en índices de

pobreza más elevados, o que generan incertidumbre en la población, tal es el caso

de la baja de producción de líquidos que tiene nuestro país, ya que cualquier

iniciativa que tienda a mejorar la producción de los mismos redunda en beneficios

a la población.

5

1.5.3. Justificación técnica

Tratar de mejorar la explotación de un campo petrolero toma en cuenta factores

técnicos, operativos, ecológicos y económicos que de alguna manera puedan

afectar las condiciones existentes. Desde el punto de vista técnico, el trabajo de

investigación planteado a la tecnología petrolera que está ausente en gran medida

en los libros y textos de la formación universitaria, recopilará la información de las

empresas que manejan estos temas con bastante reserva, ya que de esta manera

se pretende mantener a nuestro país en desventaja tecnológica.

1.6 Limitaciones y alcances

1.6.1 Limitaciones

No se entrará a la determinación del cálculo mecánico de los mismos ya que son

elementos que hacen a otra rama de la ingeniería.

Las partes referentes al perfil profesional del ingeniero petrolero serán tratadas

con toda profundidad. Se procederá a realizar un pronóstico de la elevación de la

producción

1.6.2 AlcancesEl proyecto se abocará al cálculo y selección de los elementos que hacen al

arreglo superficial y sub superficial del pozo.

1.7 Investigación

1.7.1 Tipo de investigación

a) Correlacional; porque busca establecer las variables que afectan el

proceso de producción de petróleo involucrados dentro el método de

recuperación propuesto

b) Exploratorio; porque existen pocos antecedentes de la investigación en

nuestro país, ya que es un área de poco desarrollo; esta investigación

6

presenta una divulgación de los resultados para su puesta en práctica en

diferentes campos.

1.7.2 Diseño de investigación

La investigación será del tipo de toma de datos en campo, sin manipulación de

variables, recolectando los datos requeridos sobre el pozo en estudio.

Investigación primaria

Los datos se recolectaran en el campo mediante el estudio de documentación

proporcionada por la empresa encargada del campo.

Investigación secundaria

Se recurrirá a fuentes secundarias tales como:

a) Cámara Boliviana de Hidrocarburos (CBH).

b) Yacimientos Petrolíferos Fiscales Bolivianos (YPFB).

c) Información obtenida de Internet.

d) Información bibliográfica

7

CAPITULO 2

MARCO TEORICO

2.1 Producción de hidrocarburos

La producción de hidrocarburos es unos de los procesos que implica la

buena factibilidad que poseen los diferentes yacimientos para ser explotados, por

el hecho de que a partir de esta (producción) se explota y se obtiene realmente el

hidrocarburo a comercializar.

Una de las etapas más importantes de la rama petrolera es la producción de

hidrocarburos, el cual permite estudiar y aplicar las

distintas herramientas adecuadas para extraer el hidrocarburo que se encuentra

en el subsuelo. Por tal motivo, se requiere de muchos estudios que permitan

conducir las mejores formas para que ese fluido llegue a la superficie, y con qué

capacidades se cuentan para explotar de una forma factible el hidrocarburo

deseado del pozo perforado y pueda ser viable económicamente.

Para poder extraer esos fluidos se necesitan de distintos mecanismos, los cuales

pueden variar de acuerdo a la naturaleza y a la fuerza que contenga un pozo

determinado. Se pueden observar que existen mecanismos naturales como

también artificiales. Para una empresa productora es más factible e importante

que estos mecanismos sean naturales, por el solo hecho de que estos no

requieren gastos para utilizarlo, solo se necesita que la naturaleza de la formación

esté a favor.

Para empezar a producir un pozo, es necesario que se lleven a cabo diferentes

pruebas que permitan arrojar datos experimentales de cómo va a salir ese

hidrocarburo y como este se va a manejar luego de ser extraído. Estas pruebas

tienen en sí el fin de determinar la habilidad de la formación para producir fluidos,

es decir cómo la formación factiblemente producirá los hidrocarburos que están en

ella.

8

Los diferentes tipos de pruebas convencionales, son muy importantes en conjunto,

ya que cada una tiene en sí un fin distinto; por ejemplo se tiene la prueba de

potencial, la cual se realiza para determinar la capacidad productiva teórica de los

mismos, bajo condiciones de flujo abierto; la prueba isocronal a su vez permite

obtener datos para establecer una curva de productividad o capacidad

estabilizada, y la prueba isocronal modificada que fue introducida para reducir los

tiempos de prueba, esta es muy similar a la isocronal, con la única diferencia que

los tiempos de cierre entre flujos son iguales a los tiempos de flujo.

2.2 Producción de petróleo

Luego de haber realizado la perforación, el pozo está en condiciones de producir.

En este momento puede ocurrir que el pozo sea puesto en funcionamiento por

surgencia natural, lo que no ocurre en la mayoría de las perforaciones.

Dependiendo de varias circunstancias, tales como la profundidad del yacimiento,

su presión, la permeabilidad de la roca reservorio, etc., el fluido llegará a la

superficie con caudales satisfactorios o no satisfactorios.

Los fluidos de un yacimiento –petróleo, gas, agua- entran a los pozos impulsados

por la presión a los que están confinados en el mismo. Si la presión es suficiente,

el pozo resultará "surgente", produce sin necesidad de ayuda. Pero en la mayoría

de los casos esta surgencia natural decrece y el pozo deja de producir, el pozo

está ahogado. Para proseguir con la extracción se procede a la utilización

de métodos artificiales de bombeo.

2.3 Mecanismos de producción

2.3.1 Recuperación primariaDurante este período, el petróleo se drena naturalmente hacia los pozos bajo el

efecto del gradiente de presión existente entre el fondo de los pozos y el seno del

yacimiento.

En muchos yacimientos profundos la presión es mayor que la presión hidrostática,

lo que hace que el petróleo llegue a la superficie con el solo aporte energético del

yacimiento. A medida que se expanden los fluidos en el yacimiento, la presión

tiende a bajar en forma más o menos rápida según los mecanismos involucrados. 9

En ciertos casos, puede existir un mecanismo de compensación natural que

reduzca notablemente la velocidad de decaimiento de la presión, como la

compactación de sedimento (subsidencia), la migración de un acuífero activo o la

lenta expansión de una bolsa de gas.

Cuando el pozo no es eruptivo o cuando la presión se ha reducido, se necesita un

aporte externo de energía para disminuir la presión en fondo de pozo. Se bombea

el crudo desde el fondo del pozo, o bien se utiliza el método del levantamiento con

gas; este consiste en inyectar gas en el fondo de pozo de tal forma que el fluido

producido sea una mezcla de gas y petróleo de densidad suficientemente baja

para llegar a la superficie bajo el efecto de la presión del yacimiento.

El período de recuperación primaria tiene una duración variable, pero siempre se

lleva a cabo ya que permite recoger numerosas informaciones sobre el

comportamiento del yacimiento, las cuales son de primera importancia para la

planificación de la explotación posterior.

La recuperación primaria se termina cuando la presión del yacimiento ha bajado

demasiado, o cuando se están produciendo cantidades demasiado importantes de

otros fluidos (gas, agua). El porcentaje de recuperación primaria del crudo

originalmente en sitio es en promedio del orden de 10-15%, pero puede ser tan

bajo como 5% en yacimientos sin gas disuelto o alcanzar 20% y aún más en

yacimientos que poseen una baja permeabilidad y una bolsa de gas o un acuífero

activo.

Para la extracción del petróleo que se encuentra en los yacimientos es necesario

perforar pozos, estos constituyen la unidad fundamental de drenaje. Una vez

perforados los pozos estos comienzan a producir debido a la acción de fuerzas

naturales que desplazan los fluidos del yacimiento hasta los pozos productores.

Estas fuerzas naturales a medida que se va produciendo van disminuyendo, hasta

el punto donde el yacimiento alcanza su límite físico; las fuerzas capilares que se

desarrollan entre los fluidos y los poros de la arena que los contiene, dejan

atrapados al petróleo y este deja de fluir naturalmente, es a partir de allí donde se

aplican los mecanismos de producción inducidos.

Los yacimientos tienen tres tipos principales de "empujes naturales" a saber:

10

a. Empuje por gas disuelto (disolved-gas drive). La fuerza propulsora es el gas

disuelto en el petróleo que tiende a escapar y expandirse por la disminución

de presión. La recuperación final suele ser inferior al 20%.

b. Empuje de una capa de gas (gas-cap drive). Cuando el gas acumulado sobre

el petróleo e inmediatamente debajo del techo de la trampa genera un

empuje sobre el petróleo hacia los pozos. La recuperación de un campo con

capa de gas es del 40/50%.

c. Empuje hidrostático (water drive). La fuerza impulsora más eficiente para

provocar la expulsión del petróleo del yacimiento es el empuje del agua

acumulada debajo del petróleo. La recuperación en un yacimiento con este

tipo de empuje explotado racionalmente puede llegar al 60%.

El mecanismo de surgencia natural es el más económico, ya que la energía es

aportada por el mismo yacimiento. Los controles de la producción se realizan en la

superficie por medio del llamado "árbol de Navidad", compuesto por una serie

de válvulas que permiten abrir y cerrar el pozo a voluntad. La surgencia se regula

mediante un pequeño orificio cuyo diámetro dependerá del régimen de producción

que se quiera dar al pozo.

2.3.1.1 Empuje por gas disueltoEl Empuje por Gas en Solución es a veces llamado Empuje por Gas Interno,

Empuje por Gas Disuelto, Empuje por Depletación, Empuje Volumétrico o Empuje

por Expansión de Fluidos. Este es el principal mecanismo de empuje para

aproximadamente un tercio de todos los reservorios de petróleo del mundo. En un

reservorio de Empuje por Gas en Solución no existe capa de gas o Empuje por

Agua. La saturación de agua promedio dentro del volumen poroso, está cerca al

valor irreducible.

La presión inicial del reservorio está sobre o igual a la presión del punto de

burbuja. Si asumimos que la presión inicial esta sobre la presión del punto de

burbuja, entonces la presión como consecuencia de la producción declinará

rápidamente hasta el punto de burbuja. Durante este periodo, todo el gas en el

11

reservorio permanece en solución. Este proceso es a menudo definido como

Empuje por Expansión de Fluidos.

Una vez que la presión ha declinado hasta la presión del punto de burbuja, la

producción adicional causará que esta decline por debajo del punto de burbuja con

la consiguiente evolución del gas libre en el reservorio. Después que la saturación

de gas excede la saturación crítica, este se hace móvil.

A fin de que no se forme una capa de gas, la permeabilidad vertical debe ser

pequeña. Sobre la base de esto el gas libre fluirá en el reservorio y permitirá que

se incremente el GOR observado en los pozos. El mecanismo principal se debe al

empuje del gas y a la expansión del petróleo. El efecto de la expansión del agua y

de la roca es pequeño si se compara a la energía de un gas libre altamente

expansible. La eficiencia de recuperación sobre el punto de burbuja esta

normalmente en el rango de 3% o menos.

La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de

5 a 30 % del petróleo original en-sitio. Los factores que tienden a favorecer una

alta recuperación incluyen alta gravedad API del crudo (baja viscosidad), alto GOR

de solución y homogeneidad de la formación.

Los métodos que han sido desarrollados para predecir la recuperación de petróleo

incluyen el método de Muskat, diversas variaciones del método de Tarner, balance

de materiales por diferencias finitas, técnicas estadísticas y Simulación Numérica.

12

Fig. 2.1 Empuje por Gas disuelto

Después de algún tiempo el petróleo en el reservorio estará por debajo del punto de burbuja.

Fuente: molten.latinclicks.info

2.3.1.2 Empuje por capa de gasPara este tipo de reservorios se considera que la presión inicial del reservorio es

exactamente igual a la presión del punto de burbuja. Esto ocurre debido a que en

el transcurso del tiempo geológico, debe existir el equilibrio entre el petróleo y el

gas. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas

en solución. A medida que la presión del reservorio se reduce (por efecto de la

producción), la capa de gas se expande causando un desplazamiento inmiscible

del petróleo.

13

La eficiencia de recuperación promedio para un reservorio con capa de gas es del

orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio.

Las características de reservorio que originan que la expansión de una capa de

gas recupere más petróleo son:

(a) Baja viscosidad del petróleo. 

(b) Alta gravedad API del petróleo

(c) Alta permeabilidad de la formación

(d) Alto relieve estructural.

(e) Gran diferencia de densidad entre el petróleo y el gas.

La predicción de la recuperación puede ser obtenida por técnicas de simulación

numérica o por cálculos de balance de materiales.

Fig. 2.2 Empuje por Capa de Gas

Fuente: Petroblogger

2.3.1.3 Empuje hidrostático

En este tipo de reservorio no existe capa de gas, por lo tanto la presión inicial es

mayor que la presión del punto de burbuja. Cuando la presión se reduce debido a

la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto

agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medio

poroso, el acuífero reacciona haciendo que el agua contenida en él, invada al

14

reservorio de petróleo originando Intrusión o Influjo lo cual no solo ayuda a

mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo

que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:

Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la

presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos

del reservorio.

El acuífero es parte de un sistema. El agua que rodea al reservorio de

petróleo está en contacto con agua proveniente de la superficie.

Dependiendo de la forma como ingresa el agua al reservorio de petróleo,

los reservorios por empuje de agua se denominan:

(a) Reservorios por empuje de fondo, en la cual la formación es usualmente de

gran espesor con suficiente permeabilidad vertical, tal que el agua puede

moverse verticalmente. En este tipo de reservorios la conificación puede

convertirse en un gran problema.

(b) Reservorios por empuje lateral, en la cual el agua se mueve hacia el

reservorio desde los lados.

Fig. 2.3 Empuje Hidrostático

Fuente: Petroblogger

15

2.3.2 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 cuál 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,

que podríamos pasar de una fase primaria a una terciaria, si se considera más

favorable para la producción del yacimiento.

2.3.2.1 Métodos de recuperación secundaria

Los métodos de recuperación secundarios consisten en inyectar dentro del

yacimiento un fluido menos costoso que el petróleo para mantener un gradiente de

presión. Estos fluidos se inyectan por ciertos pozos (inyectores) y desplazan o

arrastran una parte del petróleo hacia los otros pozos (productores).

Hasta el principio de los años 70, el bajo precio del crudo hacía que los únicos

fluidos susceptibles de inyectarse económicamente eran el agua y en ciertos

casos el gas natural.

16

El drenaje por agua permite elevar la recuperación del aceite originalmente en sitio

hasta un promedio de 25-30%, con variaciones desde 15 hasta 40% según los

casos.

2.3.2.1.1 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 cuarenta.

“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.

17

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.

Fig. 2.4 Esquema de desplazamiento de petróleo por agua en un canal de flujo

Fuente: Comunidad Petrolera.com

Se puede llevar a cabo de dos formas dependiendo de la posición de los pozos

productores e inyectores, tales como:

1. Inyección periférica o externa

Se 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 dispersa

Se 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:

18

Para utilizar este método se debe tomar en cuenta su estructura y los

límites 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.

2.3.2.1.2 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 5.000 pies. El proceso enriquecido de hidrocarburos varía 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.

19

El relieve estructural.

Las propiedades de la roca.

Temperatura y presión del yacimiento.

Fig.2.5 Esquema del desplazamiento de petróleo por gas en medio poroso

Fuente: Comunidad Petrolera.com

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 dispersa

Consiste 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.

20

2. Inyección de gas externa

Es 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 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

2.3.3 Recuperación terciaria y/o mejorada

Después de las recuperaciones primaria y secundaria, el yacimiento contiene

todavía60-80% (promedio 72%) del crudo originalmente en sitio. Esto se debe a

que la eficiencia de los métodos de recuperación primaria y secundaria está

limitada por dos factores:21

A la escala de los poros, el crudo alcanza una saturación residual

suficientemente baja para encontrarse en forma de glóbulos discontinuos,

atrapados por las fuerzas capilares.

A la escala del yacimiento existen ciertas zonas en las cuales el fluido

inyectado durante la recuperación secundaria no penetra, por la baja

permeabilidad de estas zonas, porque siguen caminos preferenciales, o

porque la geometría de implantación de los pozos no es favorable.

Al paso del tiempo por más agua o gas que se inyecte y aunque se usen

avanzados sistemas de bombeo ya no se recupera más petróleo y la declinación

comienza, en este punto debe aplicarse Recuperación Terciaria o Mejorada, la

cual tiene varios métodos entre los que se encuentran el uso de químicos como

los Polímeros y Surfactantes, Térmicos (Estimulación con vapor y combustión en

sitio), Miscible (Hidrocarburos solventes), microbiales, eléctricos, vibracionales, de

perforación horizontal, entre otros.

2.3.3.1 Métodos de recuperación mejorada con aditivos químicos.

Los métodos de recuperación mejorada por métodos químicos incluyen:

1. Inyección de polímeros y soluciones micelares poliméricas.

2. Procesos de inyección de surfactante.

3. Inyección de soluciones alcalinas o aditivos alcalinos combinados con

mezclas de álcali-surfactante o álcali-surfactante-polímero (ASP).

Debido a que cada yacimiento es único en lo que se refiere a las propiedades de

los crudos y del medio poroso, se deben diseñar sistemas químicos característicos

para cada aplicación.

Los reactivos químicos empleados, sus concentraciones en los procesos de

inyección y el tamaño de los mismos, dependerán de las propiedades de los

fluidos y del medio poroso de la formación, así como, de las consideraciones

económicas correspondientes (PDVSA-CIED, 1998). Sin embargo, se pueden

22

mencionar algunos criterios básicos de selección para

el desarrollo de proyectos de este tipo (PDVSA-CIED, 1998):

Tabla 2.1. Criterios básicos de selección para el desarrollo de proyectos de recuperación mejorada

basado en métodos químicos.

Método ºAPI Viscos. (cP) Permeab. (mD) Temp. (ºF)

Inyección de Polímeros 15-40 < 35 > 10 < 160

Inyección de

Surfactantes

25-40 < 15 < 500 < 150

Inyección de Soluciones

Alcalinas

15-35 < 150 < 1000 < 200

Fuente: Comunidad Petrolera.com

A continuación se hará una descripción de los principales aspectos relacionados

con cada método

2.3.3.1.1 Inyección de polímeros.

El principio básico que sigue este método es que el agua puede hacerse más

viscosa a partir de la adición de un polímero soluble en agua, lo cual conduce a

una mejoría en la relación de movilidad agua/petróleo y de esta manera se

puede mejorar la eficiencia de barrido y por tanto un mayor porcentaje de

recuperación.

En la siguiente figura se presenta de manera esquemática el funcionamiento de

este método de recuperación mejorada:

23

Fig.2.6. Esquema del proceso de inyección de polímeros.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

Entre los polímeros usados para este método se encuentran los polisacáridos

(o biopolímeros) y las poliacrilamidas (PAA) y sus derivados.

A bajas salinidades, las PAA presentan una mayor relación de movilidad por

medio del incremento de la viscosidad del agua y de la disminución de la

permeabilidad al agua de la formación. Los biopolímeros son menos sensibles

a los efectos de salinidad, sin embargo son más costosos en virtud de los

procesos de pre tratamiento que requieren

En definitiva, se deben escoger polímeros que a bajas concentraciones y a

condiciones de yacimiento mantengan una alta viscosidad, no sean

susceptibles de degradación y sean estables térmicamente. Se debe tomar en

cuenta que la movilidad disminuye con el aumento de la salinidad del

agua, producto de la alta concentración de iones divalentes como Ca+2 y

Mg+2. En lo que se refiere a la degradación, su principal efecto es una

reducción de la viscosidad que trae como consecuencia directa una alteración

de la movilidad y con esto la eficiencia de barrido del yacimiento (PDVSA-CIED,

1998).

24

2.3.3.1.2 Inyección de surfactantes.

El objetivo principal de este método es disminuir la tensión interfacial entre el

crudo y el agua para desplazar volúmenes discontinuos de crudo atrapado,

generalmente después de procesos de recuperación por inyección de agua.

Este método consiste en un proceso de inyección de múltiples batch,

incluyendo la inyección de agentes químicos con actividad superficial (tenso

activos o surfactantes) en el agua. Dichos aditivos químicos reducen las fuerzas

capilares que atrapan el crudo en los poros de la roca de formación. El tapón de

surfactante desplaza la mayoría del crudo del volumen contactado del

yacimiento, formando un banco fluyente de agua/petróleo que se propaga

delante del batch o tapón de surfactante (PDVSA-CIED, 1998). En la siguiente

figura se puede observar con mayor claridad lo anteriormente dicho :

Fig. 2.7. Esquema del proceso de inyección de surfactantes.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

Los surfactantes más empleados a nivel de campo son sulfanatos de petróleo o

sintéticos, los cuales pueden ser empleados en un amplio intervalo de

temperaturas a bajas salinidades. Por lo general se emplean sulfatos

oxialquilados y sulfanatos en combinación con sulfanatos de petróleo.

Aún cuando las aplicaciones de este método a nivel de campo han resultado

exitosas, la mayoría no son rentables debido a los altos costos de los

surfactantes inyectados. Por esta razón, se han sumado esfuerzos para hallar

alternativas que permitan la disminución de los costos. Entre las alternativas 25

encontradas figura la inyección de distintos aditivos químicos de manera

combinada para disminuir los costos y así aumentar la rentabilidad de la

recuperación (PDVSA-CIED, 1998).

2.3.3.1.3 Inyección de soluciones alcalinas.

Este método consiste en la inyección de soluciones cáusticas o alcalinas en la

formación. Estos reactivos químicos reaccionan con los ácidos  orgánicos

presentes naturalmente en los crudos con lo cual se logra generar o activar

surfactantes naturales que traen como consecuencia directa mejoras en la

movilidad del crudo a través del yacimiento y hacia los pozos productores, bien

sea por reducción de la tensión interfacial, por un mecanismo de emulsificación

espontánea o por cambios en la mojabilidad. En la figura siguiente

se muestra un esquema del proceso:

Fig.2.8. Esquema del proceso de inyección de soluciones alcalinas.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

Aún cuando este método ha resultado ser eficiente para crudos con altos

contenidos de ácidos orgánicos, uno de los mayores problemas de este

proceso la reacción química de las soluciones alcalinas con los minerales de la

formación, fenómeno que se conoce como formación de escamas y

consumo de álcali, producido por la interacción del aditivo químico con los

minerales de la formación (PDVSA-CIED, 1998).26

2.3.3.2 Procesos de recuperación mejorada por inyección de mezclas de

aditivos químicos.

Una vez descritos los procesos de recuperación mejorada con aditivos químicos

(inyección de polímeros, de surfactantes y de soluciones alcalinas) por separado,

se procederá a describir manera resumida los métodos de recuperación que se

basan en la combinación de dos o tres de los aditivos mencionados con

anterioridad.

Entre dichos procesos se encuentran los siguientes:

1. Inyección de polímeros micelares o mezcla de polímero-surfactante.

2. Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).

3. Inyección de sistemas álcali-surfactante-polímero (ASP).

2.3.3.2.1 Inyección de polímeros micelares.

Se basa en la inyección de un tapón micelar en el yacimiento, el cual consiste

en una solución que contiene una mezcla de surfactante, alcohol, salmuera y

crudo. Esto simula el lavado de grasa con detergentes ya que se logra

desprender del crudo del medio poroso de la formación, para luego ser

desplazado con agua.

Para incrementar la eficiencia de barrido y la producción de petróleo, se inyecta

una solución polimérica para el control de movilidad y así desplazar el tapón

micelar (PDVSA-CIED, 1998).

2.3.3.2.2 Inyección de mezclas álcali-surfactantes (AS).

Este tipo de procesos se considera recomendable en yacimientos con crudos

livianos de bajos números ácidos, ya que se pueden alcanzar reducciones

importantes de la tensión interfacial empleando combinaciones de álcali-

surfactantes, donde el tenso activo logra compensar las potenciales diferencias

de las interacciones crudo-álcali por medio de la activación de surfactantes

naturales.

27

En este caso, primero se inyecta un pre flujo de álcali con el fin de pre

acondicionar el yacimiento y la subsiguiente inyección de surfactante sea más

efectiva (PDVSA-CIED, 1998).

2.3.3.2.3 Inyección de mezclas álcali-surfactante-polímero (ASP).

Es conocido que para el caso de procesos de inyección de polímeros se reporta

que sólo se mejora la eficiencia de barrido volumétrico, mientras que la

inyección de polímeros micelares pueden producir incrementos significativos de

recuperación, pero resulta antieconómico por el alto costo de los aditivos

químicos. El proceso ASP combina los beneficios de los métodos de inyección

de soluciones poliméricas y polímeros micelares, basado en la tecnología de

inyección de soluciones alcalinas debido a que el costo de los álcalis es

considerablemente menor que el de los surfactantes.

La esencia del método consiste en que el agente alcalino reacciona con los

ácidos orgánicos presentes naturalmente en los crudos para formar

surfactantes naturales in situ, los cuales interactúan con los surfactantes

inyectados para generar reducciones de las tensiones interfaciales

avalores ultra bajos (σ < 10-3 dinas/cm) y que aumentan el número capilar

significativamente. El empleo de álcali en este tipo de formulaciones contribuye

a disminuir el contenido de iones divalentes en el sistema fluido-roca y minimiza

la pérdida de surfactantes y polímeros por adsorción en la roca. Las soluciones

alcalinas pueden inyectarse como un pre flujo, previo a la inyección del tapón

micelar o directamente agregada con el surfactante y el polímero (PDVSA-

CIED, 1998). En la siguiente figura se muestra un esquema del proceso

Fig. 2.9. Esquema del proceso de inyección de mezclas ASP.

Fuente: PDVSA-CIED, 1998.

28

2.4 Métodos de Levantamiento Artificial

Cuando la energía natural que empuja a los fluidos deja de ser suficiente, se

recurre a métodos artificiales para continuar extrayendo el petróleo. Con la

extracción artificial comienza la fase más costosa u onerosa de la explotación del

yacimiento.

Tanto para producir un pozo por surgencia natural como por medios artificiales se

emplean las mismas tuberías de producción (tubing), en tramos de apróx. 9,45 m.

de longitud, unidos por rosca y cupla, y en distintos diámetros, desde 1,66 a 4,5

pulgadas según lo requiera el volumen de producción.

Entre los métodos de extracción artificial se cuentan los siguientes:

a. El bombeo mecánico, que emplea varios procedimientos según sea la

perforación. El más antiguo, y que se aplica en pozos de hasta 2.400 a 2.500

m. de profundidad, es el de la bomba de profundidad: consiste en una bomba

vertical colocada en la parte inferior de la tubería, accionada por varillas de

bombeo de acero que corren dentro de la tubería movidas por un balancín

ubicado en la superficie al cual se le transmite el movimiento de vaivén por

medio de la biela y la manivela, las que se accionan a través de una caja

reductora movida por un motor. La bomba consiste en un tubo de 2 a 7,32 m.

de largo con un diámetro interno de 1 ½ a 3 ¾ pulgadas, dentro del cual se

mueve un pistón cuyo extremo superior está unido a las varillas de bombeo.

El 80% de los pozos de extracción artificial en la Argentina utilizan este

medio. El costo promedio de este equipo asciende a U$S 70.000

aproximadamente.

b. Extracción con gas o Gas Lift. Consiste en inyectar gas a presión en la

tubería para alivianar la columna de petróleo y hacerlo llegar a la superficie.

La inyección de gas se hace en varios sitios de la tubería a través de válvulas

reguladas que abren y cierran al gas automáticamente.

Este procedimiento se suele comenzar a aplicar antes de que la producción

natural cese completamente.

c. Bombeo con accionar hidráulico. Una variante también muy utilizada consiste

en bombas accionadas en forma hidráulica por un líquido, generalmente

29

petróleo, que se conoce como fluido matriz. Las bombas se bajan dentro de

la tubería y se accionan desde una estación satélite. Este medio no tiene las

limitaciones que tiene el medio mecánico para su utilización en pozos

profundos o dirigidos.

d. Pistón accionado a gas (plungerlift). Es un pistón viajero que es empujado por

gas propio del pozo y trae a la superficie el petróleo que se acumula entre

viaje y viaje del pistón.

e. Bomba centrífuga y motor eléctrico sumergible. Es una bomba de varias

paletas montadas axialmente en un eje vertical unido a un motor eléctrico. El

conjunto se baja en el pozo con una tubería especial que lleva un cable

adosado, para transmitir la energía eléctrica al motor. Permite bombear

grandes volúmenes de fluidos.

f. Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de

un elemento rotativo de geometría helicoidal (rotor) dentro de un alojamiento

semi elástico de igual geometría (estator) que permanece estático. El efecto

resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los

fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator

La 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 vez 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.

30

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.

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.

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 haya 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

31

al personal de operacionessuficiente 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.

2.4.1 EL Bombeo mecánico

EL Bombeo Mecánico es un procedimiento de succión y transferencia casi

continuo del petróleo hasta la superficie. La unidad de superficie imparte el

movimiento de sube y baja a la sarta de varillas de succión, que mueve el pistón

de la bomba colocada en la sarta de producción a cierta profundidad del fondo del

pozo.

Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción

reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de

varillas. La energía proviene de un motor eléctrico o de combustión interna, la cual

moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranaje y correas.

Básicamente, el equipo de levantamiento artificial para Bombeo Mecánico consta

de los siguientes componentes:

1.- Equipo de superficie:

La unidad de superficie de un equipo de bombeo mecánico tiene por objeto

transmitir la energía desde la superficie hasta la profundidad de asentamiento de

la bomba de subsuelo con la finalidad de elevar los fluidos desde el fondo hasta la

superficie. Estas unidades pueden ser de tipo balancín o hidráulicas. Los equipos

que forman los equipos de superficie son:

Unidad de Bombeo (Balancín). Es una máquina integrada, cuyo objetivo

es de convertir el movimiento angular del eje de un motor o reciproco

vertical, a una velocidad apropiada con la finalidad de accionar la sarta

32

de cabillas y la bomba de subsuelo. Algunas de las características de la

unidad de balancín son:

a) La variación de la velocidad del balancín con respecto a las revoluciones por

minuto de la máquina motriz.

b) La variación de la longitud de carrera.

c) La variación del contrapeso que actúa frente a las cargas de cabillas y fluidos

del pozo.

Para la selección de un balancín, se debe tener los siguientes criterios de acuerdo

a la productividad y profundidad que puede tener un pozo:

I.- Productividad

a) Los equipos deben ser capaces de manejar la producción disponible.

b) Los equipos de superficie deben soportar las cargas originadas por los

fluidos y equipos de bombeo de pozo.

c) Factibilidad de disponer de las condiciones de bombeo en superficie

adecuada.

II.- Profundidad

La profundidad del pozo es un factor determinante de los esfuerzos de tensión, de

elongación y del peso.

Afecta las cargas originadas por los equipos de producción del pozo. Grandes

profundidades necesitan el empleo de bombas de subsuelo de largos recorridos.

La disponibilidad de los balancines va a depender fundamentalmente sobre el

diseño de los mismos. Los balancines sub-diseñados, limitan las condiciones del

equipo de producción y en consecuencia la tasa de producción del pozo. Los

balancines sobre-diseñados, poseen capacidad, carga, torque ycarrera están muy

por encima de lo requerido y pueden resultar muchas veces antieconómicos.

Clasificación de los balancines

a) Balancines convencionales.

33

Estos poseen un reductor de velocidad localizado en su parte posterior y un

punto de apoyo situado en la mitad de la viga.

b) Balancines de geometría avanzada.

Estos poseen un reductor de velocidad en su parte delantera y un punto de

apoyo localizado en la parte posterior del balancín. Esta clase de unidades se

clasifican en balancines mecánicamente balanceados mediante contrapesos y

por balancines balanceados por aire comprimido. Los balancines de aire

comprimido son 35% más pequeños y 40% más livianos que los que usan

manivelas. Se utilizan frecuentemente como unidades portátiles o como

unidades de prueba de pozo.

Fig. 2.10 Sistema de Bombeo Mecánico

Fuente:Álvaro Muños Rodríguez y Edgar Torres Torres.

2.- Equipo de subsuelo:

El equipo de subsuelo es el que constituye la parte fundamental de todo el sistema

de bombeo. La API ha certificado las cabillas, las tuberías de producción y bomba

de subsuelo.

34

Tubería de producción. La tubería de producción tiene por objeto conducir

el fluido que se está bombeando desde el fondo del pozo hasta la

superficie. En cuanto a la resistencia, generalmente la tubería de

producción es menos crítica debido a que las presiones del pozo se han

reducido considerablemente para el momento en que el pozo es

condicionado para bombear.

Cabillas o varillas de succión. La sarta de cabillas es el enlace entre la

unidad de bombeo instalada en superficie y la bomba de subsuelo. Las

principales funciones de las mismas en el sistema de bombeo mecánico

son: transferir energía, soportar las cargas y accionar la bomba de

subsuelo. Las principales características de las cabillas son:

Se fabrican en longitudes de 25 pies, aunque también pueden manufacturarse de

30 pies.

Se dispone de longitudes de 1, 2, 3, 4, 6, 8, 10 y 12 pies denominados por lo

general “niples de cabilla” que se utilizan para complementar una longitud

determinada y para mover la localización de los cuellos de cabillas, a fin de

distribuir el desgaste de la tubería de producción. Se fabrican en diámetros de 5/8,

3/4, 7/8, 1, 1-1/8 de pulgadas.

De acuerdo a las especificaciones de la API, las cabillas de acero sólido son del

tipo de cabillas más utilizado y ha sido estandarizada por la API, sus extremos son

forjados para acomodar las roscas, un diseño que desde 1926 no ha cambiado

hasta la fecha. Todos los efectos negativos inciden en la vida útil de las uniones

de las cabillas de succión, y hacen que el 99% de los rompimientos por fatiga en

los pines de la cabilla, lo cual es ocasionado por un incorrecto enrosque de la

misma.

Entre las principales fallas podemos encontrar: tensión, fatiga y pandeo. En la

producción de crudos pesados por bombeo mecánico en pozos direccionales y

algunos pozos verticales, se presenta este tipo de problema (pandeo), la corta

duración de los cuellos y la tubería debido al movimiento reciproco-vertical o

35

reciprocante (exclusivo en el bombeo mecánico) del cuello en contacto con la

tubería causando un desgaste o ruptura de ambas.

Para el pandeo (Buckling de cabillas) se deben colocar de 1 o 2 centralizadores

por cabilla según sea la severidad. Hay cabillas que tienen centralizadores

permanentes. Entre los tipos de cabillas que existen en el mercado están: Electra,

Corod (continua) y fibra de vidrio. Las cabillas continuas (Corod) fueron diseñadas

sin uniones para eliminar totalmente las fallas en el PIN (macho) y la hembra para

incrementar la vida de la sarta.

La forma elíptica permite que una gran sarta de cabillas sea enrollada sobre rieles

especiales de transporte sin dañarlas de manera permanente. Otra ventaja de este

tipo de varilla es su peso promedio más liviano en comparación a las API.

- Ventajas

a) La ausencia de cuellos y uniones elimina la posibilidad de fallas por

desconexión.

b) La falta de uniones y protuberancias elimina la concentración de esfuerzos en

un solo punto y consiguiente desgaste de la unión y de la tubería de producción.

c) Por carecer de uniones y cuellos, no se presentan los efectos de flotabilidad de

cabillas.

- Desventajas

a) Presentan mayores costos por pies que las cabillas convencionales.

b) En pozos completados con cabillas continuas y bomba de tubería, la reparación

de la misma requiere de la entrada de una cabria convencional.

Anclas de tubería. Este tipo está diseñado para ser utilizados en pozos

con el propósito de eliminar el estiramiento y compresión de la tubería de

producción, lo cual roza la sarta de cabillas y ocasiona el desgaste de

ambos. Normalmente se utiliza en pozos de alta profundidad. Se instala en

la tubería de producción, siendo éste el que absorbe la carga de la tubería.

Las guías de cabillas son acopladas sobre las cabillas a diferentes

36

profundidades, dependiendo de la curvatura y de las ocurrencias anteriores

de un elevado desgaste de tubería.

Bomba de subsuelo. Es un equipo de desplazamiento positivo

(reciprocante), la cual es accionada por la sarta de cabillas desde la

superficie. Los componentes básicos de la bomba de subsuelo son simples,

pero construidos con gran precisión para asegurar el intercambio de presión

y volumen a través de sus válvulas. Los principales componentes son: el

barril o camisa, pistón o émbolo, 2 o 3 válvulas con sus asientos y jaulas o

retenedores de válvulas.

Pistón. Su función en el sistema es bombear de manera indefinida. Está

compuesto básicamente por anillos sellos especiales y un lubricante

especial. El rango de operación se encuentra en los 10K lpc y una

temperatura no mayor a los 500°F.

- Funciones de las Válvulas

a) Secuencia de operación de la válvula viajera: permite la entrada de flujo

hacia el pistón en su descenso y posteriormente hacer un sello hermético

en la carrera ascendente permitiendo la salida del crudo hacia superficie.

b) Secuencia de operación de la válvula fija: permite el flujo de petróleo

hacia la bomba, al iniciar el pistón su carrera ascendente y cerrar el paso el

fluido dentro del sistema bomba-tubería, cuando se inicia la carrera

descendente del pistón.

2.4.1.1 Tipos de unidades de bombeo mecánico

a) Clase I. unidad de bombeo convencional

Los tamaños de las cajas de engranajes varían en el rango de 25 y 912MLbs –

inch, y la longitud de las carreras entre 12 y 168 inch.

b) Clase II. unidad de bombeo balanceada por aire

37

Estas unidades, son más resistentes a cargas que las convencionales y los

torques de las cajas de engranajes varían desde 114 hasta 2.560 MLbs – inch.

Por otra parte, también es mayor el rango de longitud de embolada (de 64 a 240

inch.)

c) Clase III. unidad de bombeo Lufkin Mark II

El tamaño de la caja de engranajes varía desde 114 MLbs – inch. Hasta 1.280

MLbs – inch. Y el rango de longitud de carrera entre 64 y 216 inch.

El bombeo mecánico por medio de varillas es el tipo más ampliamente usado de

los sistemas de extracción. Históricamente, la mayor ventaja ha sido la familiaridad

que el personal de operación tiene con este sistema de extracción.

Una de las principales desventajas ha sido la limitación de la profundidad, no

obstante unidades de bombeo de gran capacidad de carga y varillas de alta

resistencia permiten trabajar a mayores profundidades (3640m).

Las unidades de Bombeo Mecánico se clasifican según su geometría en tres tipos

principales: unidades convencionales, las cuales tienen el apoyo en el punto

medio del balancín; unidades neumáticas, cuyo punto de apoyo se ubica en el

extremo delantero del balancín; y las unidades Mark II, que tienen el apoyo en el

extremo trasero del balancín.

2.4.1.2 Elemento de diseño de Bombas Mecánicas

El procedimiento de diseño de bombas mecánicas seguido es tomado de: Curso

de Conocimientos Avanzados de Producción. L. Arditi – Bombeo Mecánico

Schlumberger Seed.

38

Paso 1:

Se debe seleccionar el tamaño de la bomba, el diámetro óptimo del pistón, bajo

condiciones normales. Esto va a depender de la profundidad de asentamiento de

la bomba y el caudal de producción.

El desplazamiento teórico de la bomba en el fondo (PD) es determinado por:

PD=0.1166∗d p2∗Sp∗N

Donde:

dp= Diámetro del embolo(Plg)

Sp= Carrera efectiva del embolo (Plg)

N= Velocidad de bombeo, (embolada / min) (spm)

Paso 2:

La combinación de la velocidad de bombeo (N) y la longitud de la carrera o

embolada (Sp), se selecciona de acuerdo a las especificaciones del pistón. Se

asume una eficiencia volumétrica del 80%.

El gasto de producción en la superficie, que es menor que el desplazamiento

teórico de la bomba, debido a la eficiencia volumétrica de la bomba (Ev), la cual es

calculada como la relación de gastos.

EV = qPD

El caudal producido es:

q=EV∗PD

Donde:

Ev= Eficiencia volumétrica de la bomba

q= Caudal producido en superficie (BPD)

39

PD=Caudal teórico producido por la bomba (BPD)

La eficiencia volumétrica es un factor muy importante que se debe tomar en

cuenta la liberación del gas disuelto, ya que en pozos que tienen alta relación gas

– líquido la eficiencia es muy baja, máximo de 50 %. En pozos donde se tiene una

alta separación de gas disuelto la eficiencia puede llegar a un 70% y para pozos

sin gas pero con un alto nivel de fluidos las eficiencias volumétricas pueden

aproximarse al 100%.

Para la selección del tamaño óptimo del embolo a un gasto de producción

deseado y una cierta profundidad, es importante considerar que se deben obtener

altas eficiencias y prevenir cargas innecesarias en la sarta de varillas y el equipo

superficial.

Otra forma de realizar una selección inicial del diámetro del embolo es mediante el

uso de la siguiente relación:

DP=√ 10,72∗PDS∗N

Donde:

Dp= Diámetro del embolo, (PLG)

PD= desplazamiento de la bomba, (BPD)

S=longitud de la varilla pulida, (PLG)

N= velocidad de bombeo, (emboladas/minuto) (SPM)

Paso 3:

Se debe considerar una sarta de cabillas (se debe determinar el porcentaje de

distribución si se usa más de dos diámetros de cabilla) y el diámetro de pistón, se

determina un aproximado de la carga máxima para el sistema en estudio.

Existen dos métodos para diseñar una sarta de varillas telescópicas, los cuales

son:

a) Esfuerzo máximo.

40

Consiste en asignar a cada sección de la sarta un esfuerzo máximo, si se pasa de

este valor máximo, se seleccionara una varilla de mayor tamaño.

b) Esfuerzos iguales.

Este es el método más usado y consiste en diseñar la sarta de varillas de tal

manera que los esfuerzos sean iguales en la parte superior de cada sección. En

tablas se pueden encontrar los valores y porcentajes de las varillas que deben

usarse según el tamaño de la bomba.

Estos porcentajes pueden calcularse también con las ecuaciones que resultan de

considerar este método, estas ecuaciones han sido obtenidas y se presentan en

tablas.

Una vez definido el porcentaje de cada sección de varilla, se calcula la longitud de

cada una de ellas.

d p=Li

L

Donde:Li=R I∗L

Para:L=∑ Li❑

Donde:

Ri= Porcentaje fraccional de cada sección de varilla.

L= Longitud total de la sarta de varillas, ft.

Li= Longitud de cada sección de varilla, ft.

Paso 4:

Chequear el valor de factor de impulso para la combinación velocidad de bombeo

(N) y longitud de carrera (S) establecidos en el Paso 2.

Paso 5:

Cálculo de la carga máxima en la barra pulida. Para este propósito será necesario

obtener cierta data tabulada de acuerdo a los datos establecidos en los pasos

previos. Primero se determinará el peso de las cabillas por pie y la carga del fluido

41

por pie. Ahora se calcula el peso de las cabillas en el aire (Wr), la carga dinámica

en las cabillas (CD) y la carga del fluido (CF) a la profundidad objetivo.

w=W r∗L

Dónde:

W= peso de las varillas en el aire (lb)

Wr= Peso por unidad de longitud de las varillas en el aire, lb/pie

L= longitud de la sarta de varillas, (pie).

El peso total de la sarta de varillas se determina mediante:

W rf =W [ 1−0,128 G ]

Donde:

W= peso de las varillas en el aire. lb

G= densidad relativa del fluido

CD = F.I. x Wrf (lb) -----> Donde F.I. (Factor de Impulso)

CD= Carga dinámica de la cabillas

El factor de impulso FI se determina:

FI= S∗¿70.500

N2¿

Dónde:

S= Longitud de carrera de la varilla pulida, inch

N= Velocidad de bombeo, emboladas/minuto (SPM)

CF = peso fluido (lb/ft) x Prof. (ft)

La fuerza de flotación que actúa sobre la varilla es igual al peso del volumen

desalojado.

El volumen desalojado es igual a:

V d=Wγ

42

Donde:

W = peso muerto de las varillas (lb)

γ= Peso específico (lb/pie3)

Entonces la fuerza de flotación será:

F f =W r

490∗(62,4∗γ )

F f =0,127∗W r∗γ ¿

Recordar que la fuerza de flotación siempre actúa en sentido contrario al peso.

Podemos determinar la carga máxima sobre la barra pulida mediante:

Carga máxima barra pulida = CD + CF

CF = carga del fluido a la profundidad objetivo

La carga del fluido “CF” será el peso del fluido que es soportado por el área neta

del embolo, por lo tanto, primero se tiene que determinar el volumen total de la

columna de fluido encima del embolo:

V c=L∗AE

144

VC = Volumen del fluido arriba del embolo (pie2)

Ag = Área del embolo (plg2)

L = Profundidad de instalación de la bomba en el pozo (pie)

Se puede determinar el volumen del fluido mediante la diferencia entre el volumen

de la columna de fluido y el volumen desplazado por la sarta:

V F=V c−V S

V F=L∗AE

144−

W r

490

Paso 6:

43

Cálculo de la carga mínima de operación (CM), el contrabalanceo ideal y torque

máximo.

A fin de reducir el tamaño del motor y del reductor de engranes se colocan

contrapesos en el sistema con un peso aproximadamente igual al peso de las

varillas más la mitad del peso del fluido. Durante la carrera ascendente, al elevar

el peso combinado de varillas y fluido, el motor recibe ayuda del efecto de

contrabalanceo, lo que resulta en una fuerza des balanceada equivalente a la

mitad del peso del fluido que es el único peso que se requiere elevar.

Lo anterior se representa con la ecuación:

CM = Disminución de la carga debido a la aceleración (DC) – fuerza de flotación

(FF)

DC = Wr x (1-C)

Donde

C= N2∗S70.500

FF = Wr x (62,5/490) (Valor constante)

Para el contrabalanceo ideal se debe proporcionar suficiente efecto de

contrabalanceo para darle suficiente valor de carga, el cual va a ser el promedio

entre el máximo (carga máx. barra pulida) y el mínimo recién calculado.

Entonces:

Contrabalanceo ideal = Promedio de carga (entre máx. y min) – la carga mínima.

Expresado en forma matemática:

C i=W max+W min

2

44

Sustituyendo valores tenemos que el contrabalanceo ideal será:

C i=0,5(W f +2W rm−2 F f )

Torque máx. = Contrabalanceo ideal x Punto medio de la longitud de carrera (S/2).

La ecuación propuesta por Mills para predecir la torsión máxima es:

Pt=(W max−0,95 C i )(S2)

Paso 7:

Estimación de poder del motor eléctrico. Conocida la profundidad de operación,

°API del crudo y el caudal requerido de producción, se obtiene una constante que

es multiplicada por el caudal de producción. Este valor obtenido corresponde a los

HP necesarios justos para levantar el caudal requerido. Lo que se recomienda es

que este valor obtenido se incremente de 2 a 2,5 veces para tener un factor de

seguridad.

La potencia involucrada será:

H P=q∗350∗γ∗L1.440∗3.300

Donde:

q = Caudal (bbl/dia)

L = Profundidad (pie)

ϒ = densidad relativa (bbl/bbl)

1.440 y 3.300 factores de conversión.

Por lo que la potencia involucrada se puede determinar mediante:

H P=7,63∗106∗q∗γ∗L

45

Ecuación que toma en cuenta que la bomba está situada en la profundidad del

nivel dinámico y no toma en cuenta el efecto de la presión en la tubería. Una

ecuación más general sería:

H P=7,63∗106∗q∗γ∗L∗N

Donde el nivel neto N, esta expresado por la diferencia de la columna hidráulica,

que origina que el fluido viaje desde la bomba hasta la superficie. Se tienen dos

niveles diferentes, uno debido a los efectos de presión en la TR (representa una

fuerza que tiende a levantar el fluido) y otro a los efectos de presión en la TP

(representa una fuerza contra la cual la bomba debe trabajar). En términos de

longitud, el efecto de presión en la TR es la diferencia entre la profundidad de

colocación de la bomba y la profundidad del nivel dinámico, es decir L-D.

El efecto de presión en la tubería, Pt, se obtiene como un nivel equivalente a esta

y es:

Pt=P t

0,433∗γ

El nivel neto N será determinado entonces por la siguiente relación:

N=D+2,31(Pt

γ)

Las pérdidas de energía por fricción en cada carrera se determinan

empíricamente mediante la relación:

18

W r∗2 S=0,25∗W r∗s

Entonces la potencia perdida por fricción se puede determinar mediante:

Hpf =6,31 10−7∗W r∗S∗N b

Donde Nbes la velocidad de bombeo en emboladas por minuto (spm).

La potencia total de la varilla pulida es a la suma de potencia hidráulica más la

potencia de fricción; a la potencia de arranque se le debe multiplicar por un factor

de seguridad equivalente al 50 % de la misma:

H MP=1,5¿

Para determinar esta potencia podemos utilizar el método API

46

H MP=( F3

Skr)∗Skr∗S∗N∗¿2,53∗10−6

Donde:

HMP= potencia en la varilla pulida, hp

F3= factor de potencia en la varilla pulida

Skr =libras de carga necesaria para alargar el total de la sarta de varillas una

cantidad igual a la carrera de la varilla pulida.

S=longitud de la carrera de la varilla pulida, pulg.

N= velocidad de bombeo, spm

Paso 8:

Cálculo de desplazamiento de la bomba. El valor obtenido de P sería el valor de

caudal de producción si la bomba trabaja al 100% de eficiencia. El diseño de la

bomba debe tener al menos el 80% de eficiencia. En crudos pesados debe tener

un máximo de 18 strokes/minutos (promedio 15° API).

P = C S N

P = Desplazamiento de la bomba

C = Constante de la bomba, depende del diámetro del pistón

N = Velocidad de bombeo (SPM)

Paso 9:

Profundidad de asentamiento de la bomba (Método Shell,). Esto dependerá de la

configuración mecánica del pozo. Si este método no cumple, por lo general se

asienta a 60 o 90 pies por encima del colgador. Otras bibliografías hacen

referencia que se asienta 300 pies por debajo del nivel de fluido.

2.4.2 Bombeo electrosumergible (BES)

Las bombas electro sumergibles están diseñadas como bombas centrifugas de

varias etapas apiladas una tras de otra, las cuales constan de un impulsor giratorio

y un difusor estacionario cada una. El impulsor consiste en una serie de alabes

47

que proporcionan energía cinética al fluido y el difusor es un serie de cámaras de

diferente área que convierten la energía cinética de fluido en presión.

La potencia proviene de un motor eléctrico instalado en profundidad. La energía

eléctrica requerida es transportada desde superficie hacia el motor del subsuelo

mediante un cable eléctrico fijado a la parte externa de la tubería de producción. El

empuje hacia el fluido de producción es realizado por el impulsor, el cual imparte

un movimiento tangencial y radial al fluido, incrementando así su energía cinética.

El difusor recibe el fluido de alta velocidad y reduce ligeramente dicha velocidad

antes de enviarlo hacia el impulsor de la próxima etapa de bombeo. Este aumento

en la energía cinética es convertido en presión. El proceso de conversión tiene

usualmente eficiencia entre 50 y 80%, para las bombas centrifugas de subsuelo.

Estas son bombas de desplazamiento dinámico, en las que la cabeza dinámica

total desarrollada es una función de la tasa de flujo y el número de etapas de la

bomba.

2.4.2.1 Componentes de la bomba electrosumergible

Una unidad típica convencional del Sistema de Bombeo Electrosumergible se

compone básicamente de equipos de subsuelo, equipos de superficie, cables y

componentes superficiales.

a) Componentes superficiales

1. Banco de transformación eléctrica:

Es aquel que está constituido por transformadores que cambian el voltaje primario

de la línea eléctrica por el voltaje requerido para el motor.

Este componente se utiliza para elevar el voltaje de la línea al voltaje requerido en

la superficie para alimentar al motor en el fondo del pozo; algunos están

equipados con interruptores "taps" que les dan mayor flexibilidad de operación. Se

puede utilizar un solo transformador trifásico o un conjunto de tres

transformadores monofásicos.

2. Tablero de control:

48

Es el componente desde el que se gobierna la operación del aparejo de

producción en el fondo del pozo. Dependiendo de la calidad de control que se

desea tener, se seleccionan los dispositivos que sean necesarios para integrarlos

al tablero. Este puede ser sumamente sencillo y contener únicamente un botón de

arranque y un fusible de protección por sobre carga; o bien puede contener

fusibles de desconexión por sobrecarga y baja carga, mecanismos de relojería

para restablecimiento automático y operación intermitente, protectores de

represionamiento de líneas, luces indicadores de la causa de paro, amperímetro, y

otros dispositivos para control remoto, los tipos de tablero existentes son

electromecánicos o bien totalmente transistorizados y compactos.

3. Variador de frecuencia:

Permite arrancar los motores a bajas velocidades, reduciendo los esfuerzos en el

eje de la bomba, protege el equipo de variaciones eléctricas.

4. Caja de venteo:

Está ubicada entre el cabezal del pozo y el tablero de control, conecta el cable de

energía del equipo de superficie con el cable de conexión del motor, además

permite ventear a la atmósfera el gas que fluye a través del cable, impidiendo que

llegue al tablero de control.

Se instala por razones de seguridad entre el cabezal del pozo y el tablero de

control, debido a que el gas puede viajar a lo largo del cable superficial y alcanzar

la instalación eléctrica en el tablero. En la caja de viento o de unión, los

conductores del cable quedan expuestos a la atmósfera evitando esa posibilidad.

Fig.2.11. Caja de venteo

Fuente: monografias.com

5. Cabezal de descarga:

49

El cabezal del pozo debe ser equipado con un cabezal en el tubing tipo hidratante

o empaque cerrado.

Los cabezales de superficie pueden ser de varios tipos diferentes, de los cuales,

los más comúnmente utilizados son:

Tipo Hércules, para baja presión

Tipo Roscado, para alta presión

Fig.2.12. Cabezal de descarga

Fuente: monografias.com

Los cabezales tipo Hércules, son utilizados en pozos con baja presión en el

espacio anular y en instalaciones no muy profundas. Estos poseen un colgador de

tubería tipo cuña y un pasaje para el cable. El cable de potencia cruza a través de

ellos hasta la caja de venteo y es empacado por un juego de gomas prensadas.

Los cabezales roscados se utilizan en operaciones "Costa Afuera", pozos con alta

presión de gas en el espacio anular o para instalaciones a alta profundidad. En

ellos la tubería esta roscada al colgador, y este se suspende del cabezal.

Fig.2.13. Cabezal Tipo Hércules

50

Fuente: monografias.com

El colgador cuenta con un orificio roscado, junto al de la tubería de producción, en

el cual se coloca un conector especial (Mini-Mandrel). El cable de potencia se

empalma a una cola de cable, de similares características, que posee un conector

en uno de sus extremos. Este conector se conecta con el del penetrador del

colgador.

En el lado exterior del cabezal, se instala otra cola de cable, de inferior calidad,

que cuenta con un conector en ángulo, que se conecta al penetrador del colgador.

El otro extremo se conecta a la caja de venteo en superficie.

Fig.2.14. Lado exterior del cabezal

Fuente: monografias.com

b) Accesorios

Con el propósito de asegurar una mejor operación del equipo es necesario contar

con algunos accesorios.

1. Válvula de contra presión

51

Esta válvula permite el flujo en sentido ascendente, de manera que cuando el

motor deja de trabajar, impide el regreso de la columna de fluidos y evita el giro de

la flecha de la bomba en sentido contrario, lo cual la dañaría.

2. Válvula de drenaje

 Al utilizar válvula de retención debe utilizarse una válvula de drenaje como factor

de seguridad para cuando se requiera circular el pozo del anular a la tubería de

producción. Se coloca de una a tres ligadas por arriba de la válvula de contra

presión. Su función es establecer comunicación entre el espacio anular y la tubería

de producción, con el propósito de que ésta se vacíe cuando se extrae el aparejo

del pozo. Para operarla, se deja caer una barra de acero desde la superficie por la

tubería de producción; la barra rompe un perno y deja abierto un orificio de

comunicación con el espacio anular.

3. Controlador de velocidad variable Este dispositivo puede ser considerado

como equipo accesorio u opcional, únicamente bajo ciertas circunstancias que

impone el mismo pozo. Eventualmente la información disponible para efectuar un

diseño no es del todo confiable y como consecuencia se obtiene una instalación

que no opera adecuadamente; anteriormente la alternativa sería rediseñar e

instalar un nuevo aparejo, debido a que el sistema de bombeo eléctrico trabaja a

velocidad constante para un mismo ciclaje. En otros casos, algunos pozos son

dinámicos en cuánto a parámetros de presión de fondo, producción, relación gas-

aceite y otros para los cuales no es recomendable la operación de un aparejo con

velocidad constante. Lo anteriormente expuesto limita la aplicación del sistema a

pozos estables donde el número de etapas de la bomba, sus dimensiones y

velocidad podrían ser constantes. El controlador de velocidad variable permite

alterar la frecuencia del voltaje que alimenta al motor y por lo tanto modificar su

velocidad. El rango de ajuste de la frecuencia es de 30 a 90 Hz, lo que implica su

amplio rango de velocidades y por lo tanto de gastos que es posible manejar. Una

alta frecuencia incrementa la velocidad y el gasto; una baja frecuencia, los

disminuye.

4. Centralizadores

52

Como su nombre lo indica, se utilizan para centrar el motor, la bomba y el cable

durante la instalación. Se utilizan en pozos ligeramente desviados, para mantener

el motor centrado y así permitir un enfriamiento adecuado. También evitan que el

cable se dañe por roce con el revestidor, a medida que es bajado en el pozo. Al

utilizar centralizadores se debe tener cuidado de que estos no giren o muevan

hacia arriba o hacia abajo la tubería de producción.

5. Bandas de Cable

También se denominan flejes, se utilizan para fijar el cable de potencia a la tubería

de producción durante la instalación y el cable de extensión del motor al equipo.

Las bandas se fabrican de tres materiales distintos:

Bandas de acero negro, se utilizan en pozos donde no exista corrosión.

Bandas de acero inoxidable, se usan en pozos moderadamente corrosivos.

Bandas de monel, se usan en ambientes corrosivos. Otros accesorios

pueden ser los sensores de presión y de temperatura de fondo, cajas

protectores para transporte del equipo, etc. La integración de todos los

componentes descritos es indispensable, ya que cada uno ejecuta una

función esencial en el sistema para obtener en la superficie el gasto de

líquido deseado, manteniendo la presión necesaria en la boca del pozo.

c) Componentes subsuperficiales (equipo de subsuelo)

1. Motor eléctrico El motor eléctrico colocado en la parte inferior de aparejo,

recibe la energía desde una fuente superficial, a través de un cable; su diseño

compacto es especial, ya que permite introducirlo en la tubería de revestimiento

existente en el pozo y satisfacer requerimientos de potencial grandes, también

soporta una alta torsión momentánea durante el arranque hasta que alcanza la

velocidad de operación, que es aproximadamente constante para una misma

frecuencia, por ejemplo: 3.500 revoluciones por minuto (rpm) a 60 ciclos por

segundo (Hz). Normalmente, consiste de una carcasa de acero al bajo carbón,

con láminas de acero y bronce fijas en su interior alineadas con las secciones del

rotor y del cojinete respectivamente.

53

Fig. 2.15Corte transversal de un motor, como los utilizados en aplicaciones de bombeo eléctrico.

Fuente: plusformacion.com

2. Separador de gas: 

El separador de gas es un componente opcional del aparejo construido

integralmente con la bomba, normalmente se coloca entre ésta y el protector.

Sirve como succión o entrada de fluidos a la bomba y desvía el gas libre de la

succión hacia el espacio anular. El uso del separador de gas permite una

operación de bombeo más eficiente en pozos gasificados, ya que reduce los

efectos de disminución de capacidad de carga en las curvas de comportamiento,

evita la cavitación a altos gastos y evita las fluctuaciones cíclicas de carga en el

motor producida por la severa interferencia de gas.

54

Fig. 2.16Muestra de un Separador de Gas

Fuente: plusformacion.com

3. Protector 

Este componente también llamado Sección Sellante se localiza entre el motor y la

bomba, está diseñado principalmente para igualar la presión del fluido del motor y

la presión externa del fluido del pozo a la profundidad de colocación del aparejo.

Las funciones básicas de este equipo son:

- Permitir la igualación de presión entre el motor y el anular.

- Absorber la carga axial desarrollada por la bomba a través del cojinete de

empuje, impidiendo que estas se reflejen en el motor eléctrico.

- Prevenir la entrada de fluido del pozo hacia el motor.

55

- Proveer al motor de un depósito de aceite para compensar la expansión y

contracción del fluido lubricante, durante los arranques y paradas del

equipo eléctrico.

- Transmitir el torque desarrollado por el motor hacia la bomba, a través del

acoplamiento de los ejes.

Fig. 2.17Protector o Sección Sellante.

Fuente: plusformacion.com

4. Bomba centrífuga sumergible 

Su función básica es imprimir a los fluidos del pozo, el incremento de presión

necesario para hacer llegar a la superficie el gasto requerido, con presión

suficiente en la cabeza del pozo. Las bombas centrífugas son de múltiples etapas

y cada etapa consiste de un impulsor giratorio y un difusor estacionario. El

impulsor da al fluido ENERGIA CINETICA. El Difusor cambia esta energía cinética

en ENERGIA POTENCIAL (Altura de elevación o cabeza). El tamaño de etapa que

se use determina el volumen de fluido que va a producirse, la carga o presión que

56

la bomba genera depende del número de etapas y de este número depende la

potencia requerida.

Fig. 2.18Bombas Centrífugas Sumergibles.

Fuente: plusformacion.com

5. Cable conductor eléctrico (POTHEAD) 

La energía eléctrica necesaria para impulsar el motor, se lleva desde la superficie

por medio de un cable conductor, el cual debe elegirse de manera que satisfaga

los requisitos de voltaje y amperaje para el motor en el fondo del pozo y que reúna

las propiedades de aislamiento que impone el tipo de fluidos producidos.

57

Existe en el mercado un rango de tamaños de cable, de configuración plana y

redonda, con conductores de cobre o aluminio, de tamaños 2 al 6. El tamaño

queda determinado por el amperaje y voltaje del motor así como por el espacio

disponible entre las tuberías de producción y revestimiento. Existen muchos tipos

diferentes de cable y la selección de uno de ellos depende de las condiciones a

las que estará sometido en el subsuelo. Considerando la longitud de un conductor

para la aplicación de un voltaje dado, los volts por pie disminuyen conforme el

alambre es más largo, como consecuencia la velocidad del electrón disminuye lo

que resulta en una reducción de corriente, en otras palabras, "la resistencia es

directamente proporcional a la longitud del conductor".

Fig. 2.19Cable conductor eléctrico.

Fuente: plusformacion.com

6. Sensor de fondo

El sensor de presión es un equipo que se coloca acoplado en la parte final del

motor. Está constituido por circuitos que permitan enviar señales a superficie

registradas mediante un instrumento instalado en controlador, convirtiendo estas,

en señales de presión a la profundidad de operación de la bomba.

58

- Ventajas:

· Puede levantar altos volúmenes de fluidos (alrededor de 20.000

Bbls/día) sin dificultad.

· El equipo de superficie requiere poco espacio.

· Puede utilizarse para inyectar fluido de formación.

· Su vida útil puede ser muy larga.

· Trabaja bien en pozos desviados.

· No causan destrucciones en ambientes urbanos.

- Desventajas:

· Presenta cierto grado de limitación por profundidad, debido a los

costos de los cables y capacidad de la bomba.

· Requiere mayor control del equipo.

· Susceptible a la producción de agua, gas y arena.

· El cable eléctrico es sensible a la temperatura y manejo.

· Es altamente costoso su inversión inicial.

· Solo es aplicable con energía eléctrica y para tal caso requiere de

altos voltajes.

· Su diseño es complejo.

· La efectividad del sistema puede verse afectada severamente por la

presencia del gas.

· No es rentable en pozos de baja producción.

· Las unidades costosas para ser remplazadas a medida que el

yacimiento declina.

· Las bombas y motor son susceptibles a fallas

2.4.3 Bombeo hidráulico tipo pistón

59

El equipo de subsuelo para el Bombeo Hidráulico Tipo Pistón está formado

básicamente por los siguientes componentes:

1. Arreglo de tubería: permite clasificar los diferentes tipos de instalaciones del

sistema, tales como: tipo insertable fijo, entubado fijo, bomba libre tipo paralelo y

tipo entubado.

Fig. 2.20Arreglos de pozos Tipo Fijo

Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda

Fig. 2.21Arreglos Tipo Libre Paralelos

60

Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda

61

Fig. 2.22 Instalación de una Bomba Tipo Libre

Fuente: Bombeo Hidráulico Tipo Pistón. Reinel Corzo Rueda

2. Bomba hidráulica de succión: el principio de operación es similar al de las

bombas del Bombeo Mecánico de Petróleo sólo que en una instalación de bombeo

hidráulico tipo pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba.

Fig.2.23. Interior de la bomba hidráulica de succión

Fuente:ingenieriadepetroleo.com

62

Las bombas hidráulicas se clasifican en bombas de acción sencilla y las de doble

acción. Las de acción sencilla desplazan fluido a la superficie en un solo sentido,

es decir, en el movimiento de ascenso o descenso. Las de doble acción desplazan

fluido hasta la superficie en ambos recorridos, ya que poseen válvulas de succión

y de descarga en ambos lados del pistón que combinan acciones de apertura y

cierre de las válvulas de succión y descarga del mismo.

Las bombas de pistones están formadas por un conjunto de pequeños pistones

que van subiendo y bajando de forma alternativa de un modo parecido a los

pistones de un motor a partir de un movimiento rotativo del eje. Estas bombas

disponen de varios conjuntos pistón-cilindro de forma que mientras unos pistones

están aspirando líquido, otros lo están impulsando, consiguiendo así un flujo

menos pulsante, siendo más continuo cuantos más pistones haya en la bomba; el

líquido pasa al interior del cilindro en su carrera de expansión y posteriormente

expulsándolo en su carrera de compresión, produciendo así el caudal.

La eficiencia de las bombas de pistones es en general, mayor que cualquier otro

tipo, venciendo generalmente presiones de trabajo más elevadas que las bombas

de engranajes o de paletas.

Las tolerancias muy ajustadas de estas bombas las hacen muy sensibles a la

contaminación del líquido.

Según la disposición de los pistones con relación al eje que los acciona, estas

bombas pueden clasificarse en tres tipos:

1. Bombas Axiales: los pistones son paralelos entre si y también paralelos al

eje.

2. Bombas Radiales: los pistones son perpendiculares al eje, en forma de

radios.

3. Bombas Transversales: los pistones, perpendiculares al eje, son

accionados por bielas.

63

De todos estos tipos los que se utilizan fundamentalmente en maquinaria

actualmente son las primeras de pistones axiales.

Las bombas de pistones axiales no son aconsejables en pozos con alta relación

gas-aceite ya que si el fluido de producción contiene mucho fluido gaseoso, la

capacidad de manejar el fluido líquido disminuye cada vez que el gas aumente lo

que se traduce en baja eficiencia.

- Ventajas:

- Moderada eficiencia volumétrica.

- No requiere de ningún tipo de conexión eléctrica.

- Opciones de recuperabilidad por cableo por circulación de fluido.

- Tasa de producción fácil de ajustar, lo cual es especialmente útil ante la

declinación del pozo.

- Aplicable a pozos profundos y desviados.

- No ocupa grandes espacios en superficie (excepto por el requerido para las

facilidades de tratamiento de fluido).

- La fuente de poder para la compresión del fluido motriz poder ser eléctrica o

con motor a gas.

- Permite alcanzar muy bajas presiones de fondo.

- Aplicable a completamientos múltiples y a plataformas costa afuera.

- Permite controlar la corrosión en sistemas cerrados y reducción de

viscosidad con fluidos calientes en sistemas abiertos.

- Su puede aplicar a altas temperaturas.

- Desventajas:

- Este sistema requiere varios equipos de superficie lo que hace ineficiente

en sistemas de bajo volumen, debido a los costos elevados de

implementación.

- Alto costo de operación y mantenimiento.

- Funciona con movimiento mecánico, por lo tanto presenta desgaste y

ruptura de las partes móviles.

- Baja tolerancia a la presencia de sólidos, tanto en el fluido de potencia

como el fluido de producción.

64

- Solo permite manejar tasa de producción de medias a altas.

- Riesgo de incendio al usar aceite como fluido de potencia y de explosión

por las elevadas presiones que se manejan en superficie.

- Requiere de grandes cantidades de aceite para ser utilizado como fluido de

potencia, lo que lo hace poco rentable.

- Dificultad para el manejo de gas libre, ya que no puede ser venteado en

completamiento convencional. Para tal fin requiere de un tubing adicional, lo

que incrementa los costos.

- Dificultad para descubrir fallas en la bomba y para obtener resultados

confiables en pruebas de pozo a baja tasa.

- Requiere de dos líneas de tubería, una para el manejo de fluido motriz y

otra para el fluido producido.

- Requiere de facilidades para el tratamiento del agua, cuando esta es

utilizada como fluido motriz.

El segundo sistema de levantamiento artificial puede ser implementado agrandes

profundidades, ya que resiste elevadas temperaturas gracias a las características

de los materiales con los que está diseñado; su principal limitación se debe al

contenido de arena abrasiva que se presenta en el fluido de producción

2.4.4 Bombeo hidráulico tipo jet

El bombeo hidráulico tipo Jet, es un mecanismo de producción de pozos

petroleros, que actúa mediante la transferencia de potencia a una bomba de

subsuelo con un fluido presurizado que es bombeado a través de la tubería de

producción. La bomba de subsuelo actúa como un transformador convirtiendo la

energía del fluido motriz en energía potencial o presión sobre los fluidos

producidos.

La bomba de subsuelo tipo Jet, logra su acción de bombeo mediante la

transferencia de energía entre dos corrientes de fluidos. La alta presión del fluido

motriz enviado desde la superficie pasa a través de una boquilla donde su energía

65

potencial o presión es convertida en energía cinética en la forma de chorro de

fluido a gran velocidad. El fluido a producir es succionado y mezclado con el fluido

motriz en la garganta de la bomba y llevado a superficie.

No requiere de varillas o cables eléctricos para la transmisión de potencia a la

bomba de subsuelo. Es un sistema con dos bombas una en superficie que

proporciona el fluido motriz y una en el fondo que trabaja para producir los fluidos

de los pozos. La bomba de subsuelo puede ser instalada y recuperada

hidráulicamente o con unidades de cable. Los fluidos producidos pueden ser

utilizados como fluido motriz. Su mantenimiento es de bajo costo y de fácil

implementación.

Fig. 2.24 Esquema de Funcionamiento de la bomba

Fuente: Petrobloguer

Los componentes principales de un sistema de Bombeo Hidráulico tipo Jet son

básicamente los mismos que para el bombeo hidráulico tipo pistón, con la única

diferencia de que en lugar de la bomba de desplazamiento positivo, lleva la bomba

tipo Jet.

Generalmente, se utiliza agua (agua de mar o agua producida) o crudo muerto

como fluido de potencia. El fluido motriz puede ser enviado hacia la bomba a

través del tubing y regresar con la producción por el anular (a esto se le conoce

66

como circulación normal) o bien puede realizarse en sentido opuesto (circulación

inversa).

Usualmente, la bomba es ubicada en profundidad enviándola junto con el fluido de

potencia en circulación normal y es recuperada mediante una circulación inversa,

aunque existen bombas recuperables mediante Wireline

- Ventajas del bombeo hidráulico tipo jet

Flexibilidad en la tasa de producción.

Cálculo de la Pwf en condiciones fluyentes por el programa de diseño.

La bomba Jet no tiene partes móviles lo que significa alta duración y menor

tiempo en tareas de mantenimiento.

Puede ser instalada en pozos desviados.

Pueden ser fácilmente operadas a control remoto.

Puede bombear todo tipo de crudos, inclusive crudos pesados.

Las bombas de subsuelo pueden ser circuladas o recuperadas

hidráulicamente. Esta ventaja es muy importante porque reduce los

requerimientos de los equipos de reacondicionamiento (workover) para

hacer el mantenimiento a los equipos de subsuelo.

La bomba Jet es fácilmente optimizada cambiando el tamaño de la boquilla

y la garganta.

Muy apropiadas para instalación de medidores de presión debido a su baja

vibración.

Muy apropiadas para zonas urbanas o cerca de zonas urbanas, plataformas

costa afuera y zonas ambientalmente sensibles.

Puede manejar fluidos contaminados con CO2, SO2, gas y arena.

2.4.5 Levantamiento artificial por gas

El principio del LAG es reducir el peso de la columna hidrostática inyectando gas

dentro del pozo (puede ser al anular o al tubing pero no al yacimiento), el cual se

mezcla y disuelve con los fluidos que se desean producir y reduce su peso,

67

produciendo una caída en la presión en el fondo del hoyo y por consiguiente una

mayor presión diferencial. Esto hace que se necesite menos energía para levantar

el fluido (al ser éste menos pesado) y que el mismo pueda ser llevado hasta la

superficie.

En cuanto a los componentes, básicamente todo sistema de levantamiento

artificial está compuesto por equipos de superficie y equipos de subsuelo.

En el caso del LAG, el equipo de superficie de manera básica se compone por las

facilidades necesarias para llevar a cabo el tratamiento, compresión y distribución

del gas de levantamiento. Aunque la composición suele variar dependiendo de las

condiciones del campo y la infraestructura existente, es indispensable la presencia

de un compresor o planta de compresión y de las múltiples y líneas de flujo que

llevan el gas hacia los pozos.

El equipo de subsuelo es relativamente sencillo en comparación con otros

métodos de levantamiento, generalmente comprende las válvulas de inyección,

que regularán la cantidad y presión con la que el gas entrará a la tubería o se

mezclara con los fluidos presentes en el pozo, y las empacaduras usadas para

aislar el anular del pozo cuando la inyección es convencional.

Se debe considerar que el LAG se aplica generalmente a crudos medianos-

livianos, debido a que por las características particulares de los crudos pesados la

efectividad se ve reducida. El nivel de fluido del pozo no puede ser muy bajo, es

decir que el LAG no es un método de recuperación muy potente, pero sí bastante

rendidor y económico. El nivel de fluido indica la Pwf y a través de ésta se

relaciona con el IP.

El equipo requerido para la implementación de levantamiento por gas en un pozo

es el siguiente:

a) 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.

68

1. 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.

2. 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

contra flujo que se pueda generar.

3. 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.

b) 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.

1. Mandriles:

69

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.

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.

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)

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 mandriles

El 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.

2. Válvulas

La 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.

70

I. 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 Combinadas

Las más utilizadas en la industria petrolera son las:

Válvula operada 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

71

lo más profundo posible. Si esto no es posible, se deben usar válvulas adicionales

(válvulas de descarga) por encima de la operadora.

II. 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.

III. 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.

IV. 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.

72

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.

El gas de levantamiento es comprimido generalmente por el anular del pozo e

inyectado al tubing a través de una válvula de gas lift. Estas válvulas normalmente

contienen una válvula cheque para prevenir la entrada en contracorriente del fluido

producido o de tratamiento hacia el anular, para propósitos de seguridad y

eficiencia del sistema. En algunos diseños de pozo, el gas es suministrado a

través del tubing, recuperando la producción a través del anular o bien de un

segundo tubing el cual puede ser concéntrico o paralelo al tubing de suministro.

- Ventajas:

- 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.

- Muy flexible, se puede convertir de flujo continuo a intermitente a medida

que declina el yacimiento.

- La fuente de potencia puede ser ubicada en locaciones remotas.

- Fácil de obtener presiones y gradientes en profundidad.

- No es problema en pozos con empuje de gas

- Desventajas:

- Ineficiente en pozos de bajo volumen, debido a los costos capitales para la

compresión, separación y tratamiento del gas.

- Alto costo de operación.

- Requiere de un volumen de gas para su arranque, el cual no siempre está

disponible.

- Requiere monitoreo continuo, optimización y reparación técnica, así como

supervisión ingenieril.

73

- Posible necesidad de casing y tubing muy fuertes debido a las altas

presiones de gas en el anular.

- Problemas con líneas sucias en superficie.

- Puede presentar problemas de seguridad si se manejan presiones de gas

muy altas.

- El gas de inyección debe ser tratado.

- No es aplicable en pozos de crudo viscoso y/o parafínico.

La alta relación gas/aceite es uno de sus principales requerimientos para su buen

funcionamiento, maneja altas tasas de fluido y se ve seriamente afectado por

diámetros de casing pequeños que impiden una buena instalación de la tubería y

las válvulas.

2.4.6 Bombeo por cavidades progresivas

El Bombeo por Cavidad Progresiva proporciona un método de levantamiento

artificial que se puede utilizar en la producción de fluidos muy viscosos y posee

pocas partes móviles por lo que su mantenimiento es relativamente sencillo.

Un sistema BCP consta básicamente de un cabezal de accionamiento en

superficie y una bomba de fondo compuesta de un rotor de acero, en forma

helicoidal de paso simple y sección circular, que gira dentro de un estator de

elastómero vulcanizado.

La operación de la bomba es sencilla; a medida que el rotor gira excéntricamente

dentro del estator, se van formando cavidades selladas entre las superficies de

ambos, para mover el fluido desde la succión de la bomba hasta su descarga.

El estator va en el fondo del pozo enroscado a la tubería de producción con un

empaque no sellante en su parte superior. El diámetro de este empaque debe ser

lo suficientemente grande como para permitir el paso de fluidos a la descarga de

la bomba sin presentar restricción de ningún tipo, y lo suficientemente pequeño

como para no permitir el paso libre de los acoples de la extensión del rotor.

74

El rotor va roscado en las varillas por medio del niple espaciador o intermedio, las

varillas son las que proporcionan el movimiento desde la superficie hasta la

cabeza del rotor. La geometría del conjunto es tal, que forma una serie de

cavidades idénticas y separadas entre sí. Cuando el rotor gira en el interior del

estator estas cavidades se desplazan axialmente desde el fondo del estator hasta

la descarga generando de esta manera el bombeo por cavidades progresivas.

Debido a que las cavidades están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de

bombeo es de desplazamiento positivo.

La instalación de superficie está compuesta por un cabezal de rotación, que está

conformado por el sistema de trasmisión y el sistema de frenado. Estos sistemas

proporcionan la potencia necesaria para poner en funcionamiento a la bomba de

cavidades progresivas.

Otro elemento importante en este tipo de instalaciones es el sistema de anclaje,

que debe impedir el movimiento rotativo del equipo, de lo contrario no existirá

acción de bombeo. En vista de esto, debe conocerse la torsión máxima que puede

soportar este mecanismo a fin de evitar daños innecesarios y mala operación del

sistema.

El niple de asentamiento o zapato, en el que va instalado y asegurado al sistema

de anclaje, se conecta a la tubería de producción permanentemente con lo cual es

posible asentar y desasentar la bomba tantas veces como sea necesario.

- Ventajas

· Habilidad para producir fluidos altamente viscosos.

· Habilidad para producir con altas concentraciones de arena.

· Habilidad para tolerar altos porcentajes de gas libre.

· Ausencia de válvulas o partes reciprocantes evitando bloqueo o

desgaste de las partes móviles.

· Muy buena resistencia a la abrasión.

· Bajos costos de inversión inicial.

75

· Simple instalación y operación.

· Bajo mantenimiento.

· Equipos de superficie de pequeña dimensión

- Desventajas

· Su profundidad de operaciones recomendada es de 4.000pies.

· Requiere suministro de energía eléctrica.

· Su eficiencia disminuye drásticamente en pozos con altas RGL.

1. Rango de aplicación y limitaciones del sistema B.C.P.

Algunos de los avances logrados y que en actualidad juegan un papel importante,

han extendido su rango de aplicación que incluyen:

· Producción de petróleos pesados y bitumen (<18º API) con cortes de

arena hasta un 50%.

· Producción de crudos medios (18-30º API) con limitaciones en % de

H2S.

· Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos.

· Producción de pozos con altos porcentajes de agua, asociadas a

proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de

agua).

Limitaciones y desventajas en referencia a la capacidad de desplazamiento real

hasta 3.500 Bbls/día.

· Capacidad de elevación real hasta 5.000 ft. como máximo.

· Resistencia a la temperatura hasta 350 ºF o 178 ºC como máximo.

76

· Alta sensibilidad a los fluidos producidos (los elastómeros pueden

hincharse deteriorarse con el contacto de ciertos fluidos por periodos

prolongados de tiempo).

· Opera con bajas capacidades volumétricas cuando se producen

cantidades de gas libre, evitando una buena lubricación.

· Tendencia del estator a daño considerable cuando la bomba trabaja

en seco por periodos de tiempo relativamente cortos.

· Desgaste por contacto entre las varillas de bombeo y la tubería de

producción, puede tornarse en un problema grave en pozos

direccionales y horizontales.

· La mayoría de los sistemas requieren remoción de la tubería de

producción para sustituir la bomba, el uso de anclas de tubería y

estabilizadores o centralizadores de varillas de bombeo.

· Sin embargo la más significativa de estas limitaciones se refiere a las

capacidades de desplazamiento y levantamiento de la bomba, así

como la compatibilidad de los elastómeros con ciertos fluidos

producidos, especialmente con el contenido de componentes

aromáticos.

· Este sistema se ha caracterizado por presentar un muy buen manejo

tanto de crudos pesados y viscosos, como por una alta tolerancia al

contenido de sólidos.

2. Funcionamiento de la bomba

El movimiento comienza desde la superficie, donde un motor sea eléctrico o de

combustión interna, transmite su movimiento rotacional a una sarta de varillas a

través de distintos engranajes. Los engranajes trasmiten el movimiento y reducen

las revoluciones altas del motor para obtener las revoluciones deseadas en la

sarta de varillas.

El movimiento transmitido por la sarta de varillas es transferido a través de

distintos acoples hasta el rotor de la bomba.

La bomba de cavidades progresivas es una maquina rotativa de desplazamiento

positivo, compuesta por un rotor metálico, un estator recubierto internamente por

77

un elastómero (goma). El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades

sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión o entrada hasta la

descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro el estator.

Fig. 2.25 Esquema de Una bomba BCP

Fuente: Monografias.com

3. Geometrías.

La geometría de la bomba está sujeta a la relación de lóbulos entre rotor y estator,

y está definida por los siguientes parámetros: cada ciclo de rotación del rotor

produce dos cavidades de fluido.

El área es constante y la velocidad de rotación constante, el caudal es uniforme;

esta es una importante característica del sistema que lo diferencia del bombeo

alternativo con descarga pulsante. Esta acción de bombeo puede asemejarse a la

de un pistón moviéndose a través de un cilindro de longitud infinita.

La capacidad de un sistema BCP para vencer una determinada presión está dada

por las líneas de sello hidráulico formados entre ROTOR y ESTATOR. Para

78

obtener esas líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor-estator, es

decir una compresión entre rotor y estator.

Fig. 2.26 Estator y Rotor de una BCP

Fuente: Monografias.com

4. Desplazamiento de la bomba

El desplazamiento de la bomba, es el volumen producido por cada vuelta del rotor.

En tanto, el caudal es directamente proporcional al desplazamiento y a la

velocidad de rotación (RPM).

La capacidad de la bomba B.C.P. para vencer una determinada presión está dada

por las líneas de sello hidráulico formados entre rotor y estator. Para obtener esas

líneas de sello se requiere una interferencia entre rotor/estator, es decir una

compresión entre el rotor y estator

Despla . Bomba=Qrequerido

RPMmax

∗100

Dónde:

Despla . Bomba= (Bbls/día/100 RPM).

Qrequerido= Caudal Requerido (Bbls/día).

RPMmax= Revoluciones por minuto máximo de diseño

79

5. Desplazamiento positivo

Cuando el rotor gira en el interior del estator estas cavidades se desplazan

axialmente desde el fondo del estator (succión) hasta la descarga, generando de

esta manera el bombeo por cavidades progresivas. Debido a que las cavidades

están hidráulicamente selladas entre sí, el tipo de bombeo es del desplazamiento

positivo

6. Excentricidad u offset

Es la diferencia entre el diámetro mayor y menor del rotor. La geometría de la

bomba rige el movimiento excéntrico del rotor alrededor de la línea de centro del

estator

Fig.2.27: Vista de planta de rotor y excentricidad

Fuente: Weatherford

2.4.6.1 Equipos de superficie y quipos de subsuelo

El sistema de bombeo por cavidades progresivas está integrada por dos secciones

de equipos: Equipos de Superficie y Equipos de Subsuelo.

A continuación se describen brevemente ambos tipos.

80

Fig. 2.28: Sistema de Bombeo BCP

81

Fig. 2.29 Equipos de Subsuelo:

Fuente: Monografias.com

I. Tubería de producción: Es una tubería de acero que comunica la bomba de

subsuelo con el cabezal y la línea de flujo. En caso de haber instalado un ancla de

torsión, la columna se arma con torsión óptimo API, correspondiente a su

diámetro. Si existiera arena, aún con ancla de torsión, se debe ajustar con la

torsión máxima API, de este modo en caso de quedar el ancla atrapada existen

más posibilidades de librarla, lo que se realiza girando la columna hacia la

izquierda. Si no hay ancla de torsión, se debe ajustar también con el máximo API

para prevenir el desenrosque de la tubería de producción.

82

II. Sarta de varillas: Es un conjunto de varillas unidas entre sí por medio de

cuplas formando la mencionada sarta, se introduce en el pozo y de esta forma se

hace parte integral del sistema de bombeo de cavidad progresiva. La sarta está

situada desde la bomba hasta la superficie. Los diámetros máximos utilizados

están limitados por el diámetro interior de la tubería de producción, utilizándose

diámetros reducidos y en consecuencia cuplas reducidas, para no raspar con el

tubing.

Fig. 2.30 Varillas de la Sarta

Fuente: Monografias.com

Las varillas de acuerdo al tipo de carga y nivel de corrosión de los pozos, se

seleccionan considerando diferentes grados de acero:

Varillas grado C: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas bajas y

medianas, con fluidos no corrosivos.

Varillas grado D: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas

moderadas, con fluido moderadamente corrosivos.

Varillas grado K: Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas bajas y

medianas, con fluidos corrosivos

II. Estator: Usualmente está conectado a la tubería de producción; es una hélice

doble interna y moldeado a precisión, hecho de un elastómero sintético el cual

está adherido dentro de un tubo de acero. En el estator se encuentra una barra

horizontal en la parte inferior del tubo que sirve para sostener el rotor y a la vez es

el punto de partida para el espaciamiento del mismo.

83

Fig.2.31 Estator

Fuente: Monografias.com

III. Elastómero: Es una goma en forma de espiral y está adherida a un tubo de

acero el cual forma el estator. El elastómero es un material que puede ser estirado

varias veces su longitud original teniendo la capacidad de recobrar rápidamente

sus dimensiones una vez que la fuerza es removida.

IV. Rotor: Suspendido y girado por las varillas, es la única pieza que se mueve en

la bomba. Este consiste en una hélice externa con un área de sección transversal

redondeada, torneada a precisión hecha 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, creando cavidades que progresan

en forma ascendente.

Estando el estator y el rotor al mismo nivel, sus extremos inferiores del rotor

sobresalen del elastómero aproximadamente unos 460 mm a 520 mm, este dato

permite verificar en muchos casos si el espaciamiento fue bien realizado. En caso

de presencia de arena, aunque sea escasa, esta deja muchas veces marcada la

hélice del rotor; de este modo al retirar el rotor por cualquier motivo, se puede

84

observar en qué punto estuvo trabajando dentro del estator, partiendo del extremo

superior del rotor.

V. Centralizador: Puede ser un componente adicional, sin embargo, tiene mayor

uso en especial para proteger las partes del sistema.

El tipo de centralizadores es el "no soldado". Empleado en la tubería con el

propósito de minimizar el efecto de variaciones y a la vez para centralizar la

bomba dentro de la tubería de producción.

VI. Niple intermedio o niple espaciador: Su función es la de permitir el

movimiento excéntrico de la cabeza del rotor con su cupla o reducción de

conexión al trozo largo de maniobra o a la última varilla, cuando el diámetro de la

tubería de producción no lo permite. En este caso es imprescindible su instalación.

Fig. 2.32 Niple Intermedio

Fuente: Monografia.com

VII. Niple de paro: Es parte componente de la bomba y va roscado al extremo

inferior del estator. Su función es:

Hacer de tope al rotor en el momento del espaciamiento, para que el rotor

tenga el espacio suficiente para trabajar correctamente.

Servir de pulmón al estiramiento de las varillas, con la unidad funcionando.

Como succión de la bomba.

Los más usuales son los de rosca doble, con una rosca hembra en su extremo

superior, que va roscada al estator y una rosca macho de la misma medida en su

extremo inferior, para permitir instalar debajo el ancla de torsión o cualquier otro

85

elemento. A la vez el centro de la misma hace de tope con el rotor, durante el

espaciamiento.

VIII. Trozo de maniobra: Es muy importante instalar un trozo de esta medida

inmediatamente por encima del rotor, en lugar de una varilla, cuando gira a

velocidades superiores a las 250 RPM. Cuando se instala una varilla, debido a su

largo y al movimiento excéntrico del rotor que se transmite directamente a ella,

tiende a doblarse y rozar contra las paredes de la última tubería de producción. El

trozo de maniobra, al ser de menos de la mitad del largo de la varilla, se dobla

menos o no se dobla, dependiendo de su diámetro.

IX. Ancla de torsión: Al girar la sarta en el sentido de las agujas del reloj, o hacia

la derecha (vista desde arriba) se realiza la acción de girar la columna también

hacia la derecha, es decir hacia el sentido de desenrosque de los caños. A esto se

suman las vibraciones producidas en la columna por las ondas armónicas

ocasionadas por el giro de la hélice del rotor dentro del estator, vibraciones que

son tanto mayores cuanto más profunda es la instalación de la bomba. La

combinación de ambos efectos puede producir el desprendimiento de la tubería de

producción, el ancla de torsión evita este problema. Cuanto más la columna tiende

al desenrosque, más se ajusta el ancla. Debe ir siempre instalada debajo del

estator.

X. Niple asiento: es una pequeña unión sustituta que se corre en la sarta de

producción. Permite fijar la instalación a la profundidad deseada y realizar una

prueba de hermeticidad de cañería. En bombas insertables el mecanismo de

anclaje es mediante un mandril a copas que permite utilizar el mismo niple de

asiento que una bomba mecánica, evitando en un futuro el movimiento de

instalación de tubería de producción al momento de cambiar el sistema de

extracción.

XI. Mandril a copas: Permite fijar la instalación en el niple de asiento y produce la

hermeticidad entre la instalación de tubería de producción y el resto del pozo.

86

El término mandril tiene muchos significados. Puede referirse al cuerpo principal

de una herramienta o un eje. Adicionalmente, partes de la herramienta podrían

estar conectadas, arregladas o encajadas adentro. También puede ser varillas de

operación en una herramienta.

XII. Zapato probador de hermeticidad: En caso de ser instalado (altamente

recomendado), se debe colocar siempre arriba del niple intermedio. Para poder

probar toda la cañería y además como su diámetro interno es menor que el de la

tubería de producción no permite el paso de centralizadores a través de él. Para

algunas medidas de bomba, no se puede utilizar, porque el pasaje interior del

mismo es inferior al diámetro del rotor impidiendo su paso en la bajada.

La interferencia entre el rotor y el estator es suficiente sello para probar la

hermeticidad, aunque siempre existe escurrimiento, tanto mayor, cuanto mayor

sea la presión total resultante sobre la bomba. La suma de la presión de prueba

más la altura de la columna debe ser tal que no supere la altura manométrica de la

bomba para evitar dañarla.

XIII. Caño filtro: Se utiliza para evitar (en el caso de rotura de estator con

desprendimiento de elastómero), trozos de tamaño regular del mismo que pueden

estar dentro del espacio anular. Una vez cambiada la instalación de fondo, estos

pedazos de elastómero podrán ser recuperados con equipo especial y no

permanecerán en el pozo donde se corre el peligro que sean succionados

nuevamente por la bomba.

2.4.6.2 Equipos de superficie.

Una vez obtenidos los parámetros mínimos de operación necesarios para accionar

el equipo de subsuelo, es necesario dimensionar correctamente los equipos de

superficie que sean capaces de proveer la energía requerida por el sistema.

Esto significa que deben ser capaces de suspender la sarta de varillas y soportar

la carga axial del equipo de fondo, entregar la torsión requerida y rotar al vástago

a la velocidad requerida y prevenir la fuga de fluidos en la superficie.

87

Los componentes de superficie de dividen en tres sistemas que son:

Cabezal de rotación;

Sistema de transmisión; y

Sistema de frenado.

1. Cabezal de rotación.

El cabezal de rotación debe ser diseñado; para manejar las cargas axiales de las

varillas, el rango de velocidad a la cual debe funcionar, la capacidad de freno y la

potencia necesitara.

Este es un equipo de accionamiento mecánico instalado en la superficie

directamente sobre la cabeza de pozo. Consiste en un sistema de rodamientos o

cojinetes que soportan la carga axial del sistema, un sistema de freno (mecánico o

hidráulico) que puede estar integrado a la estructura del cabezal o ser un

dispositivo externo.

Un ensamblaje de instalación que incluye el sistema de empaque para evitar la

filtración de fluidos a través de las conexiones de superficie. Además, algunos

cabezales incluyen un sistema de caja reductora accionado por engranajes

mecánicos o poleas y correas.

La torsión se halla transferida a la sarta de varillas mediante una mesa porta

grampa. El movimiento del mismo dentro del eje hueco permite el ajuste vertical

de la sarta de varillas de succión (a semejanza del sistema buje de

impulso/vástago de perforación). El peso de la sarta de varillas se halla

suspendido a una grampa, provisto de cuatro pernos. La barra se puede levantar a

través del cabezal a fin de sacar el rotor del estator y lavar la bomba por

circulación inversa.

La potencia hidráulica que el cabezal necesita para accionar la varilla pulida:

Pot . Hidraulica=0.000194 Th RPMmax

88

Dónde:

Th= Torque hidráulico (ft - lbs)

RPMmax= Revoluciones por minuto máximo de diseño

2. La prensa estopas, es un sello mecánico interno cuya función es aislar el

cabezal del fluido del pozo, se encuentra atravesada por la barra pulida.

3. Sistema de freno

La segunda función importante del cabezal es la de frenado que requiere el

sistema. Cuando un sistema BCP está en operación, una cantidad significativa de

energía se acumula en forma de torsión sobre las varillas.

Si el sistema se para repentinamente, la sarta de varillas de bombeo libera esa

energía girando en forma inversa para liberar torsión. Adicionalmente, a esta

rotación inversa se le suma la producida debido a la igualación de niveles de fluido

en la tubería de producción y el espacio anular, en el momento de la parada.

Durante ese proceso de marcha inversa, se puede alcanzar velocidades de

rotación muy altas.

Al perder el control de la marcha inversa, las altas velocidades pueden causar

severos daños al equipo de superficie, desenrosque de la sarta de varillas y hasta

la rotura violenta de la polea el cabezal, pudiendo ocasionar esta situación daños

severos al operador.

El freno tiene la capacidad requerida para manejar conjuntos de alta

potencia con bombas de gran dimensión.

El motor hidráulico que equipa el cabezal es de alta eficiencia y respuesta

inmediata en ambos sentidos de giro.

El manifould comando permite un rango de regulación según las exigencias

del equipo. Ya que se puede optar por un freno progresivo, así evitando

aprisionamiento de la bomba de fondo; caso contrario se puede optar por

un bloqueo del mismo según los requerimientos operativos.

89

El freno de disco asegura una mejor dispersión del calor generando un

frenado prolongado.

Las pastillas del freno se pueden reemplazar fácilmente en el campo por el

buen acceso al caliper de freno que se tiene.

El freno funciona automáticamente tan pronto como hay contra rotación y la

velocidad de contra rotación se puede ajustar fácilmente por el alto rango

de regulación que consta el manifould comando.

De los frenos utilizados se pueden destacar los siguientes:

4. Freno de accionamiento por fricción: Compuesto tradicionalmente de un

sistema de disco y pastillas de fricción, accionadas hidráulicamente o

mecánicamente cuando se ejecuta el giro a la inversa. La mayoría de estos

sistemas son instalados externamente al cuerpo del cabezal, con el disco

acoplado al eje rotatorio que se ajusta al eje del cabezal. Este tipo de freno es

utilizado generalmente para potencias transmitidas menores a 75 HP

5. Freno de accionamiento hidráulico: Es muy utilizado debido a su mayor

eficiencia de acción. Es un sistema integrado al cuerpo del cabezal que consiste

en un plato rotatorio adaptado al eje del cabezal que gira libremente en el sentido

de las agujas del reloj (operación de una BCP). Al ocurrir la marcha hacia atrás, el

plato acciona un mecanismo hidráulico que genera resistencia al movimiento

inverso, lo que permite que se reduzca considerablemente la velocidad inversa y

se disipe la energía acumulada. Dependiendo del diseño del cabezal, este

mecanismo hidráulico puede accionarse con juegos de válvula de drenaje,

embragues mecánicos, etc.

Elastómeros: Son la base del sistema BCP en el que está moldeado el perfil de

doble hélice del estator. De su correcta determinación y su interferencia con el

rotor, depende la vida útil de una BCP.

6. Sistema motriz: Lo conforma básicamente un motor que transmite el par motriz

al eje de impulsión y de un sistema reductor de velocidad que permite el ajuste de

la misma.

90

7. Motor: Es el encargado de generar el movimiento rotatorio en superficie, el

mismo que es transmitido al eje impulsor a través de un sistema de correas y

poleas y posteriormente a la sarta de varillas.

Generalmente es eléctrico, pero otro tipo de motor es aceptable; en el campo

puede ser utilizado como: motores hidráulicos, motor de combustión interna, motor

de gas, motores electromagnéticos u otros de acuerdo al tipo de cabezal y

también a la disponibilidad de energía en el campo.

8. Correas y poleas La relación de transmisión con poleas y correas, debe ser

utilizada para transferirla energía desde la fuente primaria (motor eléctrico o de

combustión interna) hasta el cabezal de rotación y de este a las varillas de

bombeo.

En la mayoría de las aplicaciones es necesario operar con un sistema de

transmisión, como correas y poleas. Esto se hace con el fin de no forzar al motor

atrabajar a muy bajas RPM, lo que traería como resultado la falla del mismo a

corto plazo debido a la insuficiente disipación de calor:

Fig. 2.33 Poleas y Correas

Fuente: Petrobloguer

2.4.6.3 Procedimiento de selección de una bomba BCP.

I.- Determinación del levantamiento neto

Es la capacidad de la misma para vencer la presión hidrostática y transportar los

fluidos hasta las instalaciones de superficie.

Pnet=Pdescarga−PSUC

91

Dónde:

Pnet= Levantamiento neto requerido (psi)

Pdescarga= Presión de descarga (psi)

PSUC= Presión de succión (psi)

La presión de succión de la bomba es determinada por la energía del yacimiento.

Se determina mediante:

Psuc=Pwf−[Gradiente H 2 O∗SGoil(Disparo−PLD)]Dónde:

Psuc= Presión de entrada (psi)

Pwf = Presión de fondo fluyente (psi)

SGoil= Gravedad especifica del petróleo

PLD = Profundidad de la bomba (ft)

La presión de descarga es determinada por el requerimiento de energía en la

superficie y la configuración mecánica del pozo:

Pdescarga=P tubing+PLIQUIDO+PPERDIDAS

Pdescarga= Presión de descarga (psi)

Ptubing= Presión de superficie en el tubing (psi)

PLIQUIDO= Presión de la columna de líquido (psi)

PPERDIDAS= Perdidas por fricción (psi)

La presión de la columna de líquido es la presión equivalente a la presión

Hidrostática de fluidos:

PLIQUIDO=PLD∗ρ∗0.00694

Donde:

PLIQUIDO= Presión de la columna de líquido (psi)

ρ=¿Densidad del petróleo (lb/ft3)

92

Las pérdidas por fricción, se deben a la pérdida de carga entre el tubing y varillas,

esta situación se ve favorecida a su vez por el diámetro del tubing; generalmente

este valor es despreciable para fluidos con alto corte de agua y viscosidades bajas

y medianas; puede ser estimada mediante la siguiente ecuación:

PPERDIDAS=PLD∗factordeperdidas∗μ0

Dónde:

factordeperdidas= (kg/cm2 /mts /cp)

μ0= Viscosidad del petróleo (cp)

II. Carga axial sobre las varillas

Está constituida por de dos componentes principales:

1. Por el peso aparente de la sarta de varillas en el fluido.

2. La carga de la bomba; pueden ser estimadas mediante las siguientes.

cargaAxial=PesoSartadeVarillas+PesoRotor

pesoSartaVarillas=PesoVarilla∗PLD

PesoRotor=PesoNeto∗A rotor

Arotor=π [ Dr+2❑e

2 ]2

Dónde:

CargaAxial= (lbs)

PesoSartade Varillas= (lbs)

PesoRotor= (lbs)

PesoVarilla = (lbs)

Arotor= Área efectiva del rotor (pulg2)

Dr= Diámetro del menor del rotor (pulg).

e = Excentricidad (pulg).

PesoNeto = Levantamiento neto requerido (Kpa o psi)

El torque hidráulico es:

T h=0,0897∗DesplazamientodelaBomba∗Pneto

100

93

Donde:

T h= Torque hidráulico (ft-lbs)

El torque de fricción depende de la viscosidad del fluido, velocidad rotativa,

profundidad de la bomba, espacio anular entre las varillas y la tubería de

producción.

2.5 Fundamento teóricos requeridos para el levantamiento artificial

Para seleccionar el método de levantamiento artificial a utilizar en la investigación

emplearemos el propuesto por Muñoz Rodriguez & Torres Torres, el cual se basa

en diferentes apreciaciones realizadas a los rangos de aplicación de cada método

en tablas y una calificación a las variables de mayor importancia en la selección

del método artificial.

2.5.1 Calificación de las variables de un pozo en los diferentes rangos de

aplicación de los métodos de levantamiento artificial

Para determinar el método de levantamiento artificial más adecuado, se debe

realizar una calificación de las variables más importantes que interfieren en la

selección del método con la ayuda de rangos de aplicación puestos en tablas de

los diferentes métodos de levantamiento artificial.

La confiabilidad de los resultados del diagnóstico dependerá de la calidad y

cantidad de información disponible, el diagnóstico no será mejor que la

información recopilada. A continuación se describe la información requerida para

realizar un análisis completo del funcionamiento de la instalación que conlleve a

un diagnóstico más confiable

Para dicha calificación, se agrupó las variables en tres clases asignándoles

porcentajes a cada clase de acuerdo a su importancia en la selección del método

de levantamiento.

94

Clase 1: 50 %, sobre una base del 100 %.

Clase 2: 36 %, sobre la base del 100 %.

Clase 3: 14 %, sobre la misma base, con lo cual se verifica que los tres

porcentajes asignados sumen entre sí, el 100 % esperado.

2.5.2 Información requerida.

Es importante tener claridad sobre la naturaleza de los datos para no conducir a

evaluaciones incoherentes y para asegurar una selección acorde a las

condiciones reales del campo.

1. Información de yacimiento y pozo:

Comprende las variables que describen el estado mecánico actual del pozo, así

como las condiciones bajo las cuales se desea poner en producción. Estas son

descritas a continuación.

a) Número de pozos:

Se refiere al total de pozos que se requiere rehabilitar o aumentar la producción

en los cuales se quiere aplicar el sistema de levantamiento artificial.

b) Tasa de producción

Es el flujo total que se espera obtener de un pozo en particular. Se debe tener en

cuenta que este valor no puede ser asignado arbitrariamente, sino que se debe

escoger cuidadosamente con base en el potencial real, obtenido mediante curvas

IPR u otra técnica disponible. Las unidades a usar son barriles de fluido por día

(BPD).

c) Profundidad del pozo:

Se debe considerar preferiblemente la profundidad media del pozo sobre la

profundidad vertical. Se debe tomar el dato, como la profundidad media del 95

intervalo cañoneado; en caso de que se presente más de un intervalo cañoneado,

elegir aquel de mayor profundidad.

d) Diámetro del casing:

Hace referencia al diámetro interior de la tubería de revestimiento, a través de la

cual se bajará el equipo de subsuelo del SLA a implementar. Debe suministrarse

en pulgadas (plg).

e) Grado de inclinación del pozo:

Es el grado de desviación del pozo con respecto a la vertical, medido en su parte

más inclinada, donde el valor de la desviación tiende a ser constante.

Generalmente es el tramo más profundo del pozo, se debe ingresar en grados (°).

f) Temperatura del fluido

Se debe usar principalmente la temperatura del fluido producido en la cara del

pozo para la zona productora de mayor profundidad si se conoce, o en su defecto,

calcularla utilizando la temperatura del fluido en superficie y el gradiente de

temperatura. De no conocerse el gradiente o la temperatura de fondo, se puede

utilizar la temperatura del fluido en superficie para hacer una evaluación

aproximada. Se debe suministrar en grados Fahrenheit (°F).

g) Presión de fondo fluyendo:

Es la presión que suministra la formación al fluido producido en la cara del pozo,

tomada a la profundidad media de la zona cañoneada; de existir más de un

intervalo productor, se elige la presión del más profundo. Se debe ingresar en

libras por pulgada cuadrada absolutas (psia).

h) Tipo de completamiento:

Se refiere al número de tuberías de producción que han sido instaladas dentro del

revestimiento del pozo. Las posibilidades son simple, para una única tubería y

múltiple para 2 o más.

i) Tipo de recobro:

96

Se ha utilizado la siguiente clasificación de los métodos de recobro: Primario, para

el flujo natural y los SLA por si solos; Secundario, para la inyección de agua y gas;

y Terciario, para todos los métodos de recobros térmicos y químicos.

2. Información de los fluidos:

Esta información permite caracterizar los fluidos que se obtendrán del pozo,

identificando los principales problemas que se podrían presentar durante su

producción, así como las acciones a tomar para su control.

a) Fracción de agua

Es el porcentaje de agua y sólidos contenidos dentro de un volumen dado de

fluido producido. Se debe tener la precaución de que el valor utilizado sea

representativo o característico del comportamiento del fluido del pozo y no el

resultado de una alteración temporal del mismo.

b) Viscosidad del fluido producido:

Es la viscosidad del fluido que se desea levantar con el SLA, entendiéndose que

dicho fluido estará conformado por una determinada fracción de agua y otra de

aceite. Se debe medir a condiciones de presión y temperatura de pozo para que el

resultado obtenido sea verdaderamente significativo. La unidad utilizada es el

centipoise (cp).

c) Presencia de fluidos corrosivos:

Se debe especificar si el fluido producido presenta carácter corrosivo o no, el cual

puede deberse principalmente al contenido de sustancias como H2S y CO2.

d) Contenido de arena abrasiva:

97

Hace alusión a la cantidad de arena producida junto con el fluido de producción,

dentro de un volumen de muestra. Se mide en partes por millón (ppm).

e) GOR:

Es la relación entre la cantidad de gas obtenida en superficie y la cantidad de

aceite producido. Se debe medir siempre a condiciones estándar y la muestra

utilizada para su determinación debe ser lo más representativa posible del fluido a

producir. Las unidades utilizadas para expresar esta relación son pies cúbicos de

gas obtenido por cada barril de petróleo producido (SCF/STB).

f) Presencia de contaminantes:

Se debe especificar la gravedad del daño causado por la acción de depósitos

orgánicos o inorgánicos, tales como parafinas, asfáltenos, scales, etc.

3. Información de facilidades de superficie:

Describe las condiciones de superficie con se cuenta para la instalación y

operación del SLA

a) Tipo de locación:

Indica las condiciones geográficas en las cuales se encuentra ubicado el campo a

analizar, bien sea sobre tierra firme (onshore), costa afuera (offshore) o en puntos

remotos y de difícil acceso.

b) Energía eléctrica:

Hace referencia a la fuente disponible de energía eléctrica para la operación de los

SLA, es decir, si es comprada o generada dentro de la facilidad.

c) Espacio restringido:

Se debe especificar si el espacio con que se cuenta para la instalación de las

facilidades de superficie del SLA es amplio, standard o reducido.

98

La tabla Nº 2.2 muestra las variables para la determinación del tipo de

levantamiento artificial

Tabla no 2.2 Asignación de porcentajes de cada variable

ID Variable Clase %

Características

de yacimiento,

producción y

pozo

1 Número de

pozos

2 4

2 Tasa de

producción

(BPD)

1 12,5

3 Profundidad

del pozo (ft)

1 12,5

4 Tamaño del

casing ID (in)

2 4

5 Grado de

inclinación del

pozo con

respecto a la

vertical (º)

3 2,8

6 Temperatura

(ºF)

2 4

7 Presión de

fondo fluyente

2 4

99

(psi)

8 Tipo de

completación

3 2,8

9 Tipo de

recobro

2 4

Características

de los fluidos

producidos

10 Fracción de

agua (%)

1 12,5

11 Viscosidad del

fluido

producido (cp)

2 4

12 Presencia de

fluidos

corrosivos

3 2,8

13 Contenido de

arena

abrasiva

(ppm)

2 4

14 GOR (scf/stb) 1 12,5

15 Presencia de

contaminante

s

2 4

Características

de las

facilidades de

superficie

16 Tipo de

locación

2 4

17 Energía

eléctrica

3 2,8

18 Espacio

restringido

3 2,8

Fuente: muñoz & torres, 2007

2.5.3. Ponderación de las calificaciones de las variables del pozo

100

Para la ponderación, se procede a dar una puntuación a cada variable del pozo de

acuerdo al método de levantamiento artificial con la ayuda de las tablas de los

rangos de aplicación de cada tipo de levantamiento.

Estas tablas se encuentran divididas en seis rangos de aplicación. A estos rangos

se los asignó por conveniencia, un valor numérico entre 0 y 5 como en la siguiente

tabla (MUÑOZ & TORRES, 2007).

Tabla no 2.3 Asignación numérica de los rangos de aplicación

Rango No

aplicable Limitado Aceptable Bueno Excelente Óptimo

Valor

numéric

o

0 1 2 3 4 5

Fuente: muñoz Rodríguez & torres torres, 2007

Para tener una ponderación de las puntuaciones de cada variable, se multiplica

cada puntuación con el porcentaje asignado de cada variable y se lo divide sobre

la base de calificación, que para esta metodología, es de 5.

Posteriormente, cada ponderado individual es sumado con los otros ponderados

del mismo método de levantamiento para obtener un ponderado total.

Un segundo criterio es la viabilidad de los sistemas de Levantamiento artificial la

cual se representa en este caso por las variables cuyos valores en la tabla de los

puntajes son diferentes de cero. Para este fin se busca en dicha tabla los valores

101

ceros y se almacena la suma de los porcentajes correspondientes a tales valores

dentro de otra tabla.

Para determinar el porcentaje de viabilidad para cada método de levantamiento,

se calcula la diferencia entre el 100% y el porcentaje de no viabilidad.

El tercer y último criterio que se utiliza, es el porcentaje de no limitación del

sistema de levantamiento, es decir, la cantidad de casos viables en los cuales

dichos sistemas funcionan sin restricciones de ningún tipo y que, dentro de la

metodología de selección, están representados por las variables cuyovalor en la

tabla de los puntajes sea igual a “1”. Para este fin se busca en dicha tabla los

valores 1 y se almacena su porcentaje correspondiente en otra tabla la cual tiene

una estructura similar a la tabla de la viabilidad de los sistemas.

Para determinar el porcentaje de funcionamiento sin limitaciones para cada

sistema de levantamiento, al 100% se le sustrae el porcentaje total por no

viabilidad y el porcentaje total por limitaciones

El uso de los tres criterios (Ponderación total, viabilidad del sistema y

funcionamiento sin limitaciones) para la obtención del resultado final surge como

consecuencia de que ninguno de ellos constituye un argumento suficientemente

sólido para ser considerado por si solo a la hora deseleccionar un sistema de

levantamiento (MUÑOZ & TORRES, 2007).

El ponderado total si bien da una visión global del comportamiento que tendrá el

sistema de levantamiento al implementarse en las condiciones propuestas, no da

Información detallada de los problemas más severos que se pueden presentar o

de las condiciones que sencillamente imposibilitarían la instalación de los equipos.

El factor de viabilidad supera este inconveniente, al señalar claramente bajo qué

condiciones no es factible la implementación de un sistema de levantamiento en

particular, sin embargo, no da información alguna sobre las ventajas que la

implementación de cada sistema puede brindar. Por su parte, el factor de no

limitación señala en forma de alerta las condiciones bajo las cuales los equipos

tendrán un funcionamiento forzado que pueden conducir a fallas tempranas del

equipo.

102

Considerando todos los aspectos mencionados, se llega finalmente a la definición

de un único valor que será el criterio mediante el cual se identifique el mejor

sistema de levantamiento artificial para cada caso evaluado. Este criterio se define

como Ponderado Final.

Para obtener el ponderado final, a cada uno de los tres criterios mencionados

anteriormente se le multiplica por un factor Xn que representa la importancia o

valor relativo de cada criterio dentro de la decisión final para luego realizar una

sumatoria de los tres criterios.

El factor Xn está definido como una fracción entre cero y uno, de tal forma que la

suma de las 3 fracciones sea igual a la unidad.

Pond final=pond total∗X1+Viasist∗x2+nolimit∗x3

Donde:

x1+ x2+x3=1

Los valores de estos tres factores se han definido según los autores de la

siguiente forma:

X1= 0,50

X2=0,35

X3= 0,15

2.6 Parámetros de análisis de productividad de un pozo

2.6.1 Índice de productividad y el IPR

Son una medida comúnmente utilizada en la industria petrolera. Definido por el

símbolo de J, el índice de productividad es la relación entre el caudal total de

líquido y la caída de presión.

Fig. 2.34 Curva IPR

103

Fuente: Petrofísica de Reservorios / Ing. Fabián Sivila Angulo

Para una producción de petróleo, el índice de productividad viene dada por:

J=Q0

Pr−Pwf

=Q 0

∆ P

Donde:

Qo = Caudal de petróleo, STB / día

J = Índice de productividad, STB / día / psi

Pr= Presión del reservorio

Pwf = Presión de fondo fluyente

Δp = Variación de presión

Es importante señalar que el índice de productividad es una medida válida del

potencial de productividad y sólo si el pozo está fluyendo en condiciones de flujo

en estado estacionario. Con el fin de medir el índice de productividad con

precisión, es esencial que el pozo fluya a un caudal constante en un período de

tiempo suficiente para llegar a condiciones de flujo estacionario.

La cifra indica que durante el período de flujo transitorio, los valores calculados del

índice de productividad pueden variar dependiendo del momento en que las

medidas de Pwf son hechas.

104

Dado que la mayoría de la vida de un pozo se produce en un régimen de flujo que

se aproxima al estado estacionario, el índice de productividad es una metodología

valiosa para predecir el rendimiento futuro de los pozos.

El caudal máximo a extraer del pozo a condiciones de la presión de burbujeo e

índice de productividad se calcula mediante las siguientes expresiones:

Qb=IP ¿

Qmax=IP∗Pb

1.8+Qb

Qb = Caudal a presión de punto de burbuja (Bbls/día)

Qmax = Presión en el punto de burbuja (psi)

CAPITULO IIIPRESENTACIÓN Y ÁNALISIS DE RESULTADOSFUNDAMENTALES DE LA PRODUCCIÓN

3.1 Geografía y estratigrafía del área de estudio

El campo Santa Rosa X-1 se encuentra ubicado en el departamento de Santa

Cruz a unos 160 kilómetros al norte de la capital cruceña ubicado en la provincia

Sara del Departamento.

El proyecto de investigación tendrá su centro en las formaciones Ayacucho y

Piray, debido a que son las formaciones productoras de hidrocarburos en el pozo

Santa Rosa.

105

Fig. 3.1 Sub andino Boliviano

Fuente: Carlos E. Cruz, Jaime Oller Veramendi, Matías Di Benedetto, Martín Pereira y Héctor J.

Villar

3.1.1 Ciclo Siluro-Devónico

Está compuesto por más de 3.000 m de sedimentos clásticos de origen marino,

donde alternan facies arenosas y arcillosas. La geología de campo, el análisis

paleontológico y la interpretación de información sísmica y de pozos, han

permitido que una marcada ciclicidad y la continuidad lateral de ciertos límites

litológicos, sean tomadas como base para la división de este ciclo en secuencias y

conjuntos de secuencias (Starck, 1995). Las facies arcillosas, dominantemente de

colores negro y gris oscuro tienen potencial como roca madre de hidrocarburos,

siendo hasta el momento comprobadas solamente las que se asignan a la Fm. Los

106

Monos (Disalvo y Villar, 1999, Cruzet, 2002). Adicionalmente a su capacidad

generadora estas facies finas constituyen sellos regionales.

Las facies de areniscas cuarcíticas de las formaciones Santa Rosa, Icla,

Huamampampa e Iquiriconstituyen los reservorios que alojan las mayores

reservas de gas de esta cuenca reservas de gas de esta cuenca.

3.1.2 Ciclo Carbónico-Pérmico

Está separado del ciclo anterior por una marcada discordancia erosiva,

destacándose en algunos lugares profundos valles excavados Su espesor excede

los 1.500 m y están compuestos principalmente por facies clásticas continentales

con una importante influencia de eventos glaciales que afectaron al Súper

continente de Gondwana durante el Carbónico (Eyles et al., 1995). Estos

sedimentos y sus paleo ambientes deposicionales han sido también interpretados

dentro de un modelo estratigráfico secuencial (Schulz, 1999; Viera y Hernández,

2001). Las facies glaciales y periglaciales están compuestas por una alternancia

de areniscas de canales y rellenos de valles (reservorios) y limoarcilitas rojas y

diamictitas (sellos). Este ciclo culmina con calizas de edad Permo-Triásica,

asignable a la Fm. Vitiacua, depositada en condiciones climáticas más cálidas.

3.1.3 Ciclo Mesozoico

Durante el Jurásico se depositaron cerca de 1.000 m de facies clásticas de origen

continental, principalmente de ambiente eólico (Grupo Tacurú). Estas rocas son

reservorio en numerosos campos como Monteagudo, San Roque y Vuelta Grande

entre otros. Durante el Cretácico Superior se produjeron eventos transgresivos

que alcanzaron el área de Santa Cruz de la Sierra desde el nor-noroeste, que

dejaron registros de aproximadamente 300 m de sedimentos clásticos calcáreos

3.1.4 Ciclo Terciario

107

El levantamiento tectónico de la Cordillera de los Andes, durante el Terciario,

generó una ante fosa con espesores de rocas clásticas continentales mayores a

los 5.000 m. Este relleno exhibe una secuencia típicamente grano y estrato

creciente, característica de depósitos sinorogénicos. La porción basal de este

ciclo, denominada Fm. Yecua, se considera un sello regional y representa una

ingresión marina ocurrida durante el Mioceno.

Fig 3.2 Columna estratigráfica generalizada

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

3.2. Faja chapare – boomerang

Se considera aquí la faja que bordea el Craton de Guapore en la parte central del

país, en la llanura límite entre los departamentos de Cochabamba y Santa Cruz.

En los últimos años, esta región cobro importancia debido al descubrimiento de

importantes estructuras con hidrocarburos. Esta faja continua con dirección

NWSE, hasta las sierras y llanura chiquitanas, en el extremo oriental del país.

108

Fig. 3.4 Mapa de ubicación de yacimientos de petróleo y gas de Bolivia y Noroeste de Argentina.

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

Esta faja constituye el borde de cuenca de la mayoría de las secuencias

fanerozoicas, hecho que confiere a esta comarca un gran interés petrolero, debido

a la presencia de buenas rocas madre, migración producida por marcada

pendiente regional y la presencia de excelentes rocas reservorio en trampas, tanto

estratigráficas (por acunamiento) como estructurales.

En el subsuelo de la faja Chapare-Boomerang, representa a la intercalación areno-

arcillosa que se ubica entre la Arenisca Sara de la formación El Carmen, y las

109

pelitas de la formación Limoncito supra yacente. Las areniscas de esta formación

tienen condiciones buenas de porosidad y permeabilidad, motivo por el que son

consideradas buenas rocas reservorio. Esta formación se divide en dos miembros,

el basal mayormente arcilloso es denominado Miembro Boomerang, también

conocido como “miembro pelitico”. El miembro superior, denominado Miembro

Yapacani corresponde a una intercalación de areniscas y horizontes peliticos. En

el subsuelo, las areniscas del Miembro Yapacani fueron denominadas, de base a

tope: Arenisca Pirai, areniscas 4 y 3, Arenisca Ayacucho, y areniscas 2 y 1. Estos

niveles arenosos son productores de hidrocarburos en la mayoría de los pozos del

área.

Fig. 3.5Modelo estratigráfico para el Devónico entre el Norte de Argentina y la zona de Santa Cruz de la Sierra

Fuente: Instituto Argentino del Petróleo y del Gas

3.3 Sistema de completación del pozo

La completación del pozo es del tipo doble convencional, las características más

importantes de la completación y los equipos que la conforman son: (YPFB

CHACO S.A., 2.010)

Tabla Nº 3.1 Sistema de Tuberías

110

Descripción Características Longitud

Tuberías 2 3/8 plg 1930 metrosPresión de Reventón 11.150 psiPresión de Colapso 11.700 psi

Fuente: YPFB Chaco S.A.

Las formaciones Ayacucho y Piray producen principalmente gas con algún arrastre

de petróleo, produciendo alrededor de 10 MMscf/d de gas y 200 BPD de petróleo.

La formación Piray produce alrededor de 6,3 MMscf/d y 107 BPD de petróleo a pesar de tener mayor presión.

Tabla Nº 3.2 Referencias del Pozo

Datos del pozo

Pozo vertical

Casing 7 Pulg.

Tubing 2 7/8 Pulg.

Baleo 3.335,58 Ft

Profundidad de la bomba (PLD)

3.235,48 Ft

Tipo de completación Simple

Fuente: Chaco S.A., 2010

111

Tabla Nº 3.3 Datos de Producción Pozo

Fuente: Chaco S.A., 2010

112

Datos de producción y fluido

Corte de agua (BSW). 80 %

Presión de yacimiento (Psi) 164,36 Psi

Presión de fondo fluyente (Pwf)

84,6 Psi

Presión en el punto de burbuja (Pb)

65 Psi

Presión en el tubing 95 Psi

Presión en el casing 100 Psi

Producción actual de petróleo

57 bbls/día

Producción actual de agua 235 bbls/día

Tipo de recobro Secundario

API 25 °API

Temperatura 84 °F

Relación Gas/petróleo (GOR)

15 Scf/stb

SG del agua 1,01

Gradiente del agua 0,52 psi/ft

Viscosidad del petróleo (μ) 33,4 Cp

densidad del petróleo (ρ) 58,22 lb/ft3

SG del petróleo (SGoil) 0,89

Contenido de arena 2,1 %

Fluido corrosivos Si

Tabla 3.4 Histórico de producción Pozo Santa Rosa

AÑO Bbl/dia (petróleo) Bbl/dia(agua)

2003 38 84

2004 37 85

2005 35 94

2006 54 172

2007 58 210

2008 60 242

2009 59 238

2010 58 235

2011 57 235

Fuente: Elaboración Propia en base a datos de Chaco S.A., 2010

Fig. 3.6 Histórico de producción Pozo Santa Rosa

Analizando el grafico se puede observar cómo se incrementó la producción de

agua.

113

3.4 Cálculo del Índice de productividad y Caudal máximo

La ecuación que se utilizará para calcular el índice de productividad de acuerdo a

las características del pozo es la siguiente:

J=Q0

Pr−Pwf

=Q 0

∆ P

J= Índice de productividad (bbl/dia/psi¿

Pr=Presión del yacimiento (psi)

Pwf =Presión de fondo fluyente (psi)

Q0= Caudal de producción (petróleo + agua)

Considerando los siguientes valores:

Pr=164,36 (psi) (Tabla Nº3.3)

Pwf =84,6 (psi) (Tabla Nº3.3)

Q0= (235+57) =292 (bbl/dia) (Tabla Nº3.4)

Reemplazando valore se tiene:

J= 292164.36−84.6

=¿3,66 bbl/dia/psi

J=¿3,66 bbl/dia/psi

El caudal a presión del punto de burbuja se determina con la ecuación siguiente:

Qb=J (Pr−Pb)

Qb = Caudal a presión (punto de burbuja) (Bbls/día)

Qmax = Presión en el punto de burbuja (psi)

Pb= Presión punto de burbuja (psi)

Considerando los siguientes valores:

J=¿3,66 bbl/dia/psi

Pr= 164,36 psi (Tabla Nº3.3)

114

Pb= 65 psi (Tabla Nº3.3)

Reemplazando valores se tiene:

Qb=363,65 bbl /dia

El caudal máximo reemplazando en la siguiente ecuación será:

Qmax=j∗Pb

1.8+Qb

Qmax=495,81 bbl /dia

Analizando el volumen calculado se podrá llegar a la conclusión de que el pozo al

tener una producción de agua del 80%, el caudal máximo a extraer del pozo Santa

Rosa será de 99,162 bbl/día y una producción de agua de 396,64 bbl/día.

3.5 Determinación del sistema de levantamiento

Inicialmente se debe realizar una ponderación de variables según el método de

Muños Álvaro & Torres Edgar. Para desarrollar el método se determinará algunos

indicadores que son necesarios:

Tabla nº3.5 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Mecánico

VARIABLESRANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Numero de Pozos

1 >1

Tasa de Producción

>10.000 4.001 a 10.000

1.001 a 4.000

1.000 a 301 y 501

a 1.000

110 a 50 y 301 a 500

50 a 300

Profundidad del pozo (ft)

>14.000 100.001 z 14.000

7.001 a 10.000

3.001 a

7.000

2501 a 3.000

1 a 2.500

115

Tamaño del casing (in ID)

9 5/8 2 3/8 Y 9 5/8

7 5 ½ 4 ½

Temperatura (ºF)

>600 551 a 600

401 a 550 251 a 400

151 a 250 1 a 150

Presión de fondo fluyente

(psi)

>4.000 501 a 4.000

301 a 500 201 a 300

14 a 50 y 101 a 200

51 a 100

Tipo de completamiento

Múltiple Simple

Tipo de Recobro

Terciario Secundario Primario

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla Nº3.6Tipología fluidos - Bombeo Mecánico.

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

BSW (%) >95 61 a 95 46 a 60 26 a 45

16 a 25 0.1 a 15

Viscosidad del fluido

producido (cp)

>7.000 5.001 a 7.000

3001 a 5000

0,1 a 2,0 y 1.001

a 3.500

21 a 100 y 501 a 1.000

101 a 500

Presencia de fluidos

corrosivos

si no

Contenido de arena abrasiva

(ppm)

>1000 501 a 1000

201 a 500 51 a 200

11 a 50 0 10

GOR (scf/stb) >700 401 a 700

301 a 400 201 a 300

101 a 200 0 a 100

Presencia de contaminantes

Severa Media Leve nula

116

Tratamiento

s aplicados

Ácidos inhibidores y

Solventes

Sintratamiento

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla Nº3.7Características facilidades de superficie - Bombeo Mecánico

VARIABLES

RANGOS

No Aplicabl

e =0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Offshore Remotos Onshore

Fuente de Energía Eléctrica

Generada

Motor a Combustió

n

Espacio Restringido

Limitado Standard Amplio

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla Nº3.8Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Electro sumergible

VARIABLESRANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Nº de pozos 1 >1Taza de

Producción BDD<100,

>6.000100 a 200

201 a 3005.001 a 60.000

301 a 1.000

y 30.001

a 50.000

1.001 a 10.000 y

de 20.001 a 30.000

10.001 a

20.000

Temperatura ºF >450 351 a 450

326 a 350 251 a325

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

Profundidad del pozo (ft)

>15.000 12.501 a 15.000

10.001 a 12.000

7.501 a

10.000

3.001 a 7.500

1 a 5.000

Tamaño del Casing ID (in)

2 3/8 4 ½ 5 ½ 7 >7

Presión de Fondo Fluyente

(psi)

14 a 100 100 a 300

301 a 500 >500

117

Tipo de Completamiento

Múltiple Simple

Tipo de Recobro Terciario Secundario

Primario

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla nº3.9 Características fluidos producidos - Bombeo Electro sumergible

VARIABLESRANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

BSW 71 A 90

31 A 70 0,1 A 70

Viscosidad del fluido producido

>5.000 201 a 5.000

101 a 200 51 a 100

11 a 50 0,1 a 10

Presencia de fluidos

corrosivos

Si no

Contenido de Arena Abrasiva

(ppm)

>200 101 a 200

51 a 100 2 a 5 0 a 1 0

GOR (scf/stb) >5000 4.001 A 5.000

1501 A 4.000

501 a 1.500

11 a 50 0 a 50

Presencia de contaminantes

Severa Media Leve Nula

Tratamientos aplicados

AcidoSolventesinhibidores

SinTratamiento

Fuente: Muños Álvaro & Torres EdgarTabla Nº3.10Características facilidades de superficie - Bombeo Electro Sumergible

VARIABLES

RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Remoto onshore Onshore

Energía deG

eneradaEnergía

118

impulsióneléctric

a

Espacio Restringido

Reducido

Amplio Standard

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.11Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Numero de Pozos

1 2 >2

Tasa de Producción

>1.500 10.001 a 15.000

3.001 a 10.000

1 a 50 y 1501 3.000

51 a 100 y 601 a 1.500

101 a 600

Profundidad del pozo (ft)

1 a 2.000 y >20.000

2.001 a 5.000

5001 a 7500

7.501 a 10.000

10.001 a 12.000 y 15.001 a

2.000

12.001 15.000

Tamaño del casing (in ID)

9 5/8 9 5/8 7 5 ½ 4 ½ 2 3/8

Temperatura (ºF)

>600 551 a 600

251 a 550 1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

Presión de fondo fluyente

(psi)

14 a 50 51 a 100 101 a 300 y >800

301 a 800

Tipo de completamiento

Múltiple Simple

Tipo de recobro Secundario y Terciario

Primario

Fuente:Muños& Torres

Tabla 3.12Características fluidos producidos - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

BSW >90 56 a 90 41 a 55 16 a 40 7 a 15 0,1 A 6Viscosidad del

fluido producido>2.000 1.001 a

2.000501 a1.000

301 a500

0,1 a 1 y51 a 300

1 a 50

Presencia de fluidos

corrosivos

si no

Contenido de Arena Abrasiva

(ppm)

>15 11 a 15 5 a 10 3 a 5 0 a 2 0 a 50

119

GOR (scf/stb) >500 301 A 500

151 a 300

31 a 130 0 a 30

Presencia de contaminantes

Severa Media Leve

Nula

Tratamientos aplicados

Ácidos Sintratamie

nto

Solventes Inhibidores

Fuente: Muños & Torres

Tabla 3.13Características facilidades de superficie - Bombeo Hidráulico Tipo Pistón

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Offshore y Remoto

Onshore

Energía deimpulsión

Generada Comprada y

Generada

Fluidomotriz

Comprada

Espacio Reducido Amplio Standard

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.14 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Hidráulico Tipo Jet.

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Numero de Pozos

1 2 >2

Tasa de Producción

>1.500 10.001 a 15.000

3.001 a 10.000

51 a 100 y 1.001 a 2.000

101 a 150 y 501 a 1.000

151 a 500

Profundidad del pozo (ft)

1 a 2.000 y >20.000

2.001 a 5.000

5.001 a 7.500

7.501 a 10.000

10.001 a 12.000 y 15.001 a 20.000

12.001 a

15.000

Tamaño del casing (in ID)

>9 5/8 9 5/8 7 5 ½ 4 ½ 2 3/8

Temperatura (ºF)

>600 551 a 600

251 a 550

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

Presión de fondo fluyente

(psi)

14 a 100 101 a 200

201 a 500 y >1.000

501 a 1.000

Tipo de completamiento

Múltiple Simple

120

Tipo de Recobro Secundario y Terciario

Primario

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.15Características fluidos producidos - Bombeo Hidráulico Tipo Jet

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

BSW 61 a 100 36 a 60 21 a 35 11 a 20 0,1 A 10

Viscosidad del fluido producido

>1000 801 a 1000

501 a 800 201 a 500 0,1 a 1 y11 a

2.000

1 a 10

Presencia de fluidos

corrosivos

si no

Contenido de Arena Abrasiva

(ppm)

>21 16 a 20 11 a 15 6 a 10 2 a 5 0 a 1

GOR (scf/stb) >500 401 A 500

301 400 201 a 300

101 a 200 0 a 100

Presencia de contaminantes

Severa Media Leve Nula

Tratamientos aplicados

Ácidos Sintratamie

ntoInhibidore

s

Solvent

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

3.16Características facilidades de superficie - Bombeo Hidráulico Tipo Jet

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Offshore y Remoto

Onshore

Energía deimpulsión

Comprada y

Generada

fluidomotriz

Espacio Reducido Amplio Standard

121

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.17Características del yacimiento, producción y pozo para Gas

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Numero de Pozos

1 2 a 15 16 a 25 >25

Tasa de Producción

BPD

1 a 100 y >3.500

101 a 500 y

30.0001 a 35.000

501 a 1.000

51 a 100 y 1.001 a 2.000

101 a 150 y 501 a 1.000

151 a 500

Profundidad del pozo (ft)

>18.500 15.001 A 18500

1 25.000 2.501 A 7.500

7.501 A 10.000

10.001 a 15.000

Tamaño del casing (in ID)

2 3/8 4 ½ 5 ½ 7 >7

Temperatura (ºF)

>500 501 a 650

651 a 850 851 a 1000

1 a 100 y151 a 200

101 a150

Presión de fondo fluyente

(psi)

14 a 500 501 a 650

651 a 850 851 a 1000

1.001 a 2.000

>2.000

Tipo de completamiento

Múltiple Simple

Tipo de Recobro

Secundario Terciario Primario

Fuente: Muños & Torres

Tabla 3.18Características fluidos producidos para Gas

VARIABLES RANGOS

No Aplicabl

e =0

Limitado=1

Aceptable=2

Bueno=3

Excelente=4

Optimo=5

BSW >90 81 a 90 41 a 80 21 a 40 11 a 20 0,1 A 10Viscosidad del fluido producido

0.1 a 5 y >800

6 a 10 y 601 a 800

11 a 20 y 501 a 600

21 a 30 y 201 a

500

31 a 40 y 71 a 200

41 a 70

122

Presencia de fluidos

corrosivos

si no

Contenido de Arena

Abrasiva (ppm)

>26 21 a 25 15 a 20 11 a 15 6 a 10 0 a 5

GOR (scf/stb)

0 a 50 51 a 150 151 a 500 501 a 1.000

1.001 a 5.000

>5.000

Presencia de contaminante

s

Severa y Media

Leve Nula

Tratamientos aplicados

Ácidos SolventesInhibidores

Sintratamie

nto

Fuente: Muños & Torres

Tabla 3.19Características facilidades de superficie para Gas

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Remoto Onshore Offshore

Energía deimpulsión

Comprada y

Generada

Gas

Espacio Reducido Amplio Standard

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.20 Características del yacimiento, producción y pozo - Bombeo Por Cavidades Progresivas

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Numero de Pozos

1 >1

Tasa de Producción

1 a 5 y >5.000

4.001 a 5.500

3.501 a 4.500

6 a 100 y 2.501 3.500

101 a 1.500 y 2.001 a

2.500

1.501 a 2.000

Profundidad del pozo (ft)

>9.800 7.501 a 9.800

5.001 a 7.500

3.501 a

5.000

2501 a 3500

1 a 2.500

Tamaño del casing (in ID)

9 5/8 9 5/8 7 5 ½ y 2 3/8

4 ½

Temperatura (ºF)

>350 281 a 350

251 a 280

1 a 70 y 151 a 250

71 a 150

Presión de 14 a 301 a 500 >500

123

fondo fluyente (psi)

100

Tipo de completamiento

Múltiple Simple

Tipo de Recobro Terciario Secundario Primario

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.21Características fluidos producidos - Bombeo Por Cavidades Progresivas

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

BSW 0 a 50 51 a 90 >90Viscosidad del

fluido producido>1200 10.001 a

12.0008.001 a10.000

6.001 a

8.000

0 a 500 y1.001 a5.000

501 a1.000 y5.001 a6.000

Presencia de fluidos

corrosivos

si no

Contenido de Arena Abrasiva

(ppm)

>30 21 a 30 16 a 20 11 a 15

6 a 10 0 a 5

GOR (scf/stb) >500 301 A 500

151 a 300

51 a 150 0 a 50

Presencia de contaminantes

Severa Media Leve

Nula

Tratamientos aplicados

Solventes Ácidos Inhibidores

Sintratamie

nto

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

Tabla 3.22 Características facilidades de superficie - Bombeo Por Cavidades Progresivas

VARIABLES RANGOS

No Aplicable

=0

Limitado =1

Aceptable =2

Bueno =3

Excelente =4

Optimo =5

Tipo de Locación

Offshore Remoto Onshore

Fuente deenergía

disponible

Generada Motoreléctrico

Motor acombusti

ónEspacio Reducido Amplio Standard

Fuente: Muños Álvaro & Torres Edgar

124

Para realizar la valoración se asignó una puntuación a cada variable. Para el

presente proyecto se asignó un valor que va de cero a cinco (marco teórico). El

análisis de los distintos tipos de variables se detalla a continuación para cada

sistema de levantamiento, asignando el valor de cero cuando el sistema no se

puede utilizar.

Si consideramos la variable “número de pozos”, el bombeo mecánico tiene un

comportamiento excelente pero no muy bueno, entonces asignamos a esta

variable el valor de 4 y no cinco.

Si analizamos la taza de producción en BPD, de acuerdo a los datos que se

presentan en las tablas anteriores, se puede establecer que el pozo de estudio

tiene un caudal máximo de producción de petróleo 57 bbl/día, comparando este

resultado en la tabla Nº 3.5 está en el rango de 50 a 300 BPD, que es el rango

optimo por lo que asignamos para el bombeo mecánico el máximo valor en esta

variable, es decir 5. Continuamos así con todas las variables y llenamos la

siguiente tabla

Tabla Nº3.23 Resumen de valoración para tipos de levantamiento.

VARIABLE Bombeo Mecánic

o

Bomba electro

sumergible

BombeoHidráulicoPISTON

Bombeo hidráulico

tipo jet

Gas Bombeo por

cavidades progresiva

sNúmero de

pozos4 4 2 2 0 4

Tasa de producción

(BPD)

5 0 4 3 3 3

Profundidad del pozo (ft)

3 4 1 1 3 4

Tamaño del casing ID (in)

2 4 2 2 4 3

Temperatura 5 5 5 5 4 5

125

(ºF)

Presión de fondo fluyente

(psi)5 2 3 2 0 3

Tipo de completación

5 5 5 5 5 5

Tipo de recobro

4 4 2 2 0 4

Fracción de agua (%)

1 3 1 1 2 4

Viscosidad del fluido

producido (cp)

4 4 5 4 4 4

Presencia de fluidos

corrosivos

0 2 1 2 4 3

Contenido de arena abrasiva

(ppm)

4 3 4 4 5 5

GOR (scf/stb) 5 4 5 5 0 5

Presencia de contaminantes

3 4 4 4 4 4

Tratamientosaplicados

5 4 3 2 5 5

Tipo de locación

4 5 5 5 4 5

Fuente deenergía

4 5 4 5 5 5

Espacio restringido

5 4 4 4 4 4

VALORACIÓN NETA DEL METODO

68 66 60 58 56 75

El análisis nos muestra, que para el pozo en estudio el mejor método a

implementar es el de bomba de cavidades progresivas, con un puntaje igual a 75.

126

3.6 Determinación de la unidad de bombeo por cavidades progresivas

Para la determinación de la unidad de bombeo, se procederá a realizar los

siguientes cálculos.

3.6.1.- Determinación del levantamiento neto

Pnet=Pdescarga−PSUC

Dónde:

Pnet= Levantamiento neto requerido (psi)

Pdescarga= Presión de descarga (psi)

PSUC= Presión de succión (psi)

La presión de succión de la bomba es determinada por la energía del yacimiento.

Esta se determinara mediante la ecuación siguiente.

Psuc=Pwf−[Gradiente H 2 O∗SGoil(Disparo−PLD)]

Dónde:

Psuc= Presión de entrada (psi)

PLD= Profundidad de la bomba

Pwf = 84,6 psi (psi) (Tabla Nº 3.3)

SGoil= 0,89 Tabla Nº 3.3)

PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.2)

Gradiente H 2O= 0,433 psi/ft (Tabla Nº 3.3)

Disparo = 3.335,58(ft). (Tabla Nº 3.2)

Reemplazando valores se tiene:

Psuc= 46,02 psi

La presión de descarga se calculara utilizando la ecuación siguiente.

Pdescarga=P tubing+PLIQUIDO+PPERDIDAS

Donde la presión de líquido se calculara por:

127

PLIQUIDO=PLD∗ρ∗0,00694

Donde la densidad

ρ=¿Densidad del petróleo (lb/ft3)= 58,22lb/ft3 (Tabla Nº3.3)

PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.3)

Reemplazando valores se tiene:

PLIQUIDO=1.307,28 psi

Para:

Ptubing= 95 psi (Tabla Nº 3.3)

Las pérdidas se determinan usando la ecuación:

PPERDIDAS=PLD∗factordeperdidas∗μ0

factordeperdidas=0,0001 (Fuente: Netzsch)

PLD = 3.235,48 (ft) (Tabla Nº 3.3)

μ0= Viscosidad del petróleo = 33,4 (cp) (Tabla Nº 3.3)

Reemplazando valores:

PPERDIDAS=¿10,81 psi

Reemplazando valores y operando, se tiene el valor de la presión de descarga.

Pdescarga= 1.413,1 psi

Entonces la presión neta será:

Pnet=Pdescarga−PSUC

Pnet=1.367,08 psi

Para determinar la unidad mecánica de levantamiento, se tiene que calcular la

altura equivalente, esta se puede determinar mediante la relación entre la presión

neta y el gradiente de presión de agua en la tubería:

hequivalente=Pnet

gradientede presión del agua

128

hequivalente= Altura equivalente (ft)

Para los datos del pozo:

Pnet=1.367,08 psi

gradientede presión del agua= 0,52 psi/ft

La altura equivalente que tiene que ser bombeado el líquido es:

hequivalente= 2.629 (ft)

Con estos datos podemos seleccionar una bomba que cumpla con las

especificaciones del proyecto, podemos seleccionar una unidad mediante el

empleo del catálogo de fabricante, para nuestro caso tomaremos una bomba oíl

lift, para la altura equivalente de 2.629 (ft). Se recomienda una unidad con las

siguientes características:

Marca: OilLiftTechnology Inc.

Modelo: 34-900

Presión Nominal: 8,750 kPa (1,275 psi)

Tasa de Producción: 34 m3 (215 bbls)

Torque de elevación Nominal: 300 ft∙lbs (405 N∙m)

Tabla Nº 3.24 Datos Bombas OIL LIFT

Pump Performance34 m3/day/100 RPM

129

215 BPD/100 RPMAvailable Models 34-600(215-

1,975)34-900 (215-

2,950)34-1200(215-

3,950)

Production Rate (per day @ 100 RPM) 34 m3 (215 bbls)Pump Lift 600 m

(1,975 ft)900 m (2,950 ft) 1,200 m (3,950

ft)

Rated Pressure 5,850 kPa(850 psi)

8,750 kPa(1,275 psi)

11,675 kPa(1,700 psi)

Torque at Rated Lift 205 ft∙lbs(275 N∙m)

300 ft∙lbs(405 N∙m)

395 ft∙lbs(535 N∙m)

Rotor Top Connection

7/8” API

Rotor Head Diameter

1-5/8” (41.2 mm)

Overall Rotor Length

131” (333 cm) 191” (486 cm) 251” (638 cm)

Min Tubing Size (with Orbit Tube)

2.347” Drift) 73 mm (62 mm ID - 60 mm Drift)

Min Tubing Size (without Orbit Tube)

3-1/2” (2.750” ID - 2.625” Drift) 89 mm (70 mm ID - 67 mm Drift)

Stator OD 3.750” (95.3 mm)

Coupling OD 4.250” (108 mm) *

Coupling Connection (top of

pump)

3-1/2” EUE Box (standard**)

Eccentricity 0,456 (plg)Stator Overall

Length (including tag bar)

137” (348 cm) 197” (501 cm) 257” (653 cm)

Rotor Diameter 1 5/8

Distance from Tag Bar to Elastomer

12” (30 cm) *** 12” (30 cm) *** 12” (30 cm) ***

Tag Bar Bottom Connection

3-1/2” EUE Pin (standard**)

Fuente: sales@oillifttechnology.com

3.6.2 Determinación accesorios

3.6.2.1 Determinación del cabezal de superficie

130

Para la selección de equipos de superficie debemos determinar el torque total de

acuerdo a los siguientes criterios:

Determinamos el torque hidráulico mediante:

τ hidra=0,0897∗desplazamientobomba∗Pnet

100

τ hidra= Torque hidráulico (lb –ft)

Donde:

desplazamientobomba=Qmax

RPM max

∗100

Qmax=495,81 bbl /dia

RPMmax= 280 RPM

Reemplazando valores se tiene:

desplazamientobomba= 177

Pnet=1.367,08 psi (Valor calculado anteriormente)

Reemplazando valores, el torque hidráulico será igual a:

τ hidra= 217,04 (lb –ft)

La carga axial sobre las varillas se puede determinar con:

Caxial=W sarta+W rotor

Donde:

Caxial= Carga Axial

W sarta= Peso de la sarta

W rotor= Peso del rotor

131

Se podrá determinar el peso de la sarta, si se conoce la profundidad de la bomba,

para nuestro caso se situará a la profundidad de 3.235,48 (ft) (tabla Nº 3.2)

Si tomamos varillas Sucker Rods, el peso por unidad de longitud de estas varillas

es de 2,38 (lb/ft).

W sarta=Prof . de la bomba∗Peso por unidad de longitud decadavarirlla

W sarta= 7.700,44 (lb)

La carga axial que soportan las varillas de bombeo consta de dos componentes

principales: 1) por el peso aparente de la sarta de varillas en el fluido que está en

función del peso y diámetro de las varillas, 2) por la carga de la bomba; las

mismas pueden ser calculadas de la siguiente manera:

W rotor=Pnet∗A rotor

W rotor= Peso del rotor (lb)

Pnet= Presión neta (lb/pulg2)

Arotor= Area del rotor

Para determinar el área del rotor se aplicara la ecuacion:

Arotor=π∗[ Drotor+2∗e

2 ]2

Donde:

e = excentricidad (ft)

De la tabla Nº 3.24 de la bomba seleccionada tenemos:

e = 0,456 (plg)

Drotor= 1 5/8 (plg)

Reemplazando valores se determina el área del rotor:

Arotor= 5,05 (plg2)

Pnet=1.367,08 psi

Reemplazando valores, se calcula el peso del rotor:

132

El peso del rotor será:

W rotor=¿ 6.910,07 (lb)

La carga axial se determina entonces de la formula:

Caxial=W sarta+W rotor

Donde:

W rotor=¿ 6.910,7 (lb)

W sarta= 7.700,44 (lb)

Caxial=¿14.611,2 (lb)

Con la carga axial de catálogo de fabricante podemos seleccionar un cabezal exterior:

Marca de Cabezal: Oil lift Technology Inc

Modelo: B 500

• Tamaño máximo del motor 40 hp / 1.200 rpm

• Torque máximo 500 ft-lb.

• Velocidadmáxima recomendada 500 rpm

• Varilla pulida capacidad de carga13.700 libras a 500 rpm a 25.000 hrs.

• Baño de aceite del freno centrífugo en el eje principal proporciona más de5 00 ft-

lb de par de frenado

•Normalmente es entregado con un 23,6" 5V polea de ranura4

•1 1/4"barra pulida

• API3 1/8"3000 # R31brida tachonada de montaje

Los componentes del equipo de bombeo, son seleccionados en base a esta

información.

3.6.2.2 Determinación de las varillas

Se selecciona una Varilla Grado D Carbón

Diseñada para trabajar en pozos con niveles de cargas moderadas, no corrosivos

o efectivamente inhibidos. Son fabricadas en acero microaleado1530 Mod.

133

Disponibles tanto para bombeo mecánico como para bombeo por cavidades

progresivas. Tenaris produce varillas de bombeo API en dimensiones que oscilan

entre 5/8” y 1 1/2”, con longitudes de 25 ó 30 pies, fabricadas según un estricto

sistema de aseguramiento de la calidad que cumple con las normas ISO

9001:2000 y API Q1.

Los centralizadores se moldean directamente en el cuerpo de la varilla y, de ese

modo, se convierten en una protección verdadera para el tubing y la varilla

propiamente dicha.

Tabla Nº3.25 Tamaños de centralizadores

Diámetro del cuerpo del centralizador Tamaño de tubing

Diámetro externo de centralizador

milímetros pulgadas

1"2 7/8" 57 2,253 1/2" 69 2,71

7/8"2 7/8" 57 2,253 1/2" 69 2,712 7/8" 57 2,25

¾"3 1/2" 69 2,712 3/8" 47 1,85

Fuente: Catalogo Tenaris

Para nuestro caso seleccionamos un centralizador en función del diámetro del

tubing 2 7/8” de 7/8”

Un resumen de los accesorios muestra lo siguiente:

Varillas Marca Tenaris

Varilla = 7/8” x 30’ Slimhole, Grado “D”

Trozo de maniobras = 7/8” x (ft)’ Slimhole, grado “D”

Varilla pulida = 1 ¼” x 26’ Slimhole

Coupling = 1 ¼” varilla pulida a 7/8” varilla Slimhole

Coupling = 1” rotor a 7/8 varilla

Coupling = 7/8” SH

Centralizadores = 7/8” x 2 7/8”

134

Centralizadores: un dispositivo que evita que la tubería de revestimiento (casing)

entre en contacto con la pared del pozo. 

Trozos de maniobra, En conformidad con los mismos requisitos de calidad que

rigen para las varillas, los trozos de maniobra se encuentran disponibles con

medidas de 1, 2, 4, 6, 8, y 12 pies, para cada grado de acero y diámetro del

cuerpo de la varilla.

3.7 Pronostico

Si se observa que el pozo tiene una declinación hiperbólica (la más común en este

tipo de pozos), se puede calcular la declinación con la siguiente ecuación:

D=( qt

qi)−b

−1

b∗t

Dónde, los términos de esta ecuación son:

D= Rapidez de declinación (años)qt= Caudal anterior (Bbls/día) = 292 (Bbls/día), se toma en cuenta el caudal total, es decir agua más petróleo producido.qi= Caudal actual (Bbls/día)= 297 (Bbls/día)t = Tiempo (años) = 1 año b = Exponente de declinación (a dimensional) = 0,2 (para empuje hidráulico)

D=0,017 añ os

Por lo tanto el porcentaje de declinación de producción es:

% declinación= −100 D

[1−(D∗b∗t)]

% declinación=1,7 %

135

CAPITULO 4

CONCLUSIONES Y RECOMENDACIONES

4.1 Conclusiones

La selección del sistema de levantamiento artificial más apropiado para un

determinado pozo se basa fundamentalmente en las propiedades del pozo, tales

como profundidad, relación gas-petróleo (GOR), Grado API, etc. así como en los

requerimientos de caudal definidos para el pozo por la compañía operadora.

Una adecuada determinación de estos factores es de gran importancia, ya que la

utilización de datos erróneos conduciría inevitablemente a resultados inexactos.

La Faja Chapare, en los últimos años cobro importancia debido al descubrimiento

de importantes estructuras con hidrocarburos. Esta faja constituye el borde de

cuenca de la mayoría de las secuencias fanerozoicas, hecho que confiere a esta

comarca un gran interés petrolero, debido a la presencia de buenas rocas madre,

migración producida por marcada pendiente regional, y la presencia de excelentes

rocas reservorio en trampas, tanto estratigraficas (por acunamiento) como

estructurales.

Después de recolectar la información necesaria del yacimiento y del pozo así

como de los fluidos y de las facilidades de superficie, se procede a la ponderación

de calificación de las variables del pozo.

El ponderado total nos da una visión general del comportamiento que tendrá el

sistema de levantamiento artificial, con la información detallada de los problemas

que pueden presentar o de las condiciones que no harían posible la instalación de

los equipos.

La tasa de producción a tener en cuenta para la selección del sistema de

levantamiento debe ser calculada cuidadosamente, de manera que no sea

demasiado baja, como para hacer poco atractivo un proyecto, ni tan alta que la

formación productora del yacimiento no la pueda sostener. Para tal fin, es

136

necesario determinar el índice de productividad de los pozos de interés y analizar

las curvas de IPR de la formación.

En un primer análisis se muestra que para el pozo en estudio el mejor método es

el de la bomba de cavidades progresivas Las variables más limitantes son la

profundidad del pozo para la bomba de cavidades progresivas y la presencia de

arena abrasiva.

Para poder determinar la unidad mecánica de levantamiento se calculó la altura

equivalente, con los datos obtenidos podemos seleccionar una bomba que

cumpla con las especificaciones del proyecto, podemos seleccionar una unidad

mediante el empleo del catálogo del fabricante.

Se realizó un estudio comparativo para cada uno de los sistemas de levantamiento

artificial, se obtuvo como mejor opción el “Bombeo Por Cavidades Progresivas”, el

cual se acomoda más a las características del pozo.

4.2 Recomendaciones

Si bien se pudo determinar un sistema de levantamiento artificial en base a las

características del pozo “Santa Rosa X-1”, para obtener avances más

significativos es necesaria la aplicación de tecnología. Sería importante el uso de

137

un simulador de producción, para apoyar la implementación de cualquier sistema

de levantamiento artificial y no solo para el sistema seleccionado en este proyecto.

Por otro lado, el proyecto contempla fundamentalmente la selección de un sistema

de levantamiento artificial, sin entrar en un estudio económico. Un análisis de este

aspecto permitiría profundizar la selección de un método de levantamiento artificial

en particular.

BIBLIOGRAFIA

1. Johanna Arteaga “Introducción al Levantamiento Artificial” Schlumlberger,

2007.

2. NIND, T. E. W. Fundamentos de producción y mantenimiento de pozos

petroleros. México: Limusa. 1987.138

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1964.

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Centro Internacional de Educación y Desarrollo (FONCIED), Primera

edición en CD-ROM, Caracas, 1998.

5. Lizbeth Miranda Clases de Introducción a la Ingeniería de Petróleo,

Universidad Central de Venezuela, Facultad de Ingeniería - Escuela de

Petróleo, 2008.

6. Jhonless Morales, “Bombeo Electrosumergible” Universidad de Oriente

Núcleo de Anzoátegui Escuela de Ingeniería y Ciencias Aplicadas

departamento de Ingeniería de Petróleo, Puerto la Cruz, 2008.

7. ADAIR, Paul. Completion Design Manual. Section 4: Artificial LiftMethods.

2003.

8. HERRERA, D. Cristóbal. y ORTIZ, S. Juliana. Estudio para la

implementación de un Sistema de Levantamiento Artificial Combinado de

Bombeo Electrosumergible y Levantamiento Neumatico: Electrogas.

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9. http://www.monografias.com/trabajos17/electrosumergible/

electrosumergible.shtml

10.http://www.monografias.com/trabajos63/metodos-levantamiento-artificial/

metodos-levantamiento-artificial4.shtml

139

11.Paris de Ferrer, Magdalena. “Inyección de agua y gas en yacimientos

petrolíferos”. Ediciones Astro Data S.A. Segunda edición. Maracaibo,

Venezuela. 2001

12.http://ingenieria-de-yacimientos.lacomunidadpetrolera.com/2008/12/mtodos-

de-recuperacin-secundaria.html

13.Salager J. L., Recuperación Mejorada del Petróleo, Cuaderno FIRP S357-

C, Universidad de Los Andes, 2005.

14.PDVSA-CIED, Métodos de Recuperación Mejorada con Aditivos Químicos,

Instituto de Desarrollo Profesional y Técnico, Caracas, 1998.

15.http://www.oilproduction.net/files/003-IP.pdf

16.http://ingenieria-de-petroleo.lacomunidadpetrolera.com/2009/01/bombas-de-

cavidad-progresiva.html

17.Marcelo Hirschfeldt Manual de Bombeo de Cavidades Progresivas Oil

Production.net 2008

ANEXOS

Anexo 1 Pág. Catalogo OilLiftBomba Modelo 34

140

Anexo 2 Pag. Catalogo OilLiftCabezal Modelo B500

141

Anexo 3 Pág. Catalogo Tenaris Varilla Grado D

142

143