Completación de pozos

  1. Resumen
  2. Sarta de producción o eductor
  3. Empacadura de producción
  4. Equipos de subsuelo
  5. Completación de pozos
  6. Métodos de levantamiento artificial
  7. Reacondicionamiento, recompletación (ra/rc) y servicios a pozos
  8. Técnicas de control de arena
  9. Análisis de declinación de producción
  10. Referencias bibliográficas
  11. Abreviaturas
  12. Glosario de términos

RESUMEN

La completación de un pozo representa la concreción de muchos estudios que, aunque realizados por separado, convergen en un mismo objetivo: la obtención de hidrocarburos. La Ingeniería Petrofísica, Ingeniería de Yacimientos y de las ciencias de producción y construcción de pozos; han venido realizando, en los últimos años, un trabajo en equipo permitiendo una interacción de las ramas que conforman la ingeniería de petróleo.

La elección y el adecuado diseño de los esquemas de completación de los pozos perforados, constituyen parte decisiva dentro del desempeño operativo, productivo y desarrollo de un Campo. La eficiencia y la seguridad del vínculo establecido entre el yacimiento y la superficie dependen de la correcta y estratégica disposición de todos los parámetros que lo conforman, de esta manera podría hablarse de la productividad del pozo en función de la completación, que incluye un análisis de sus condiciones mecánicas y la rentabilidad económica que justifique su existencia.

Antes de conocer la teoría de completación de pozos, es importante conocer con detalle algunos conceptos fundamentales en el área a estudiar:

1.1 SARTA DE PRODUCCIÓN O EDUCTOR[1].

Estas constituyen arreglos de tubulares y equipos de fondo; pueden ir desde arreglos sencillos hasta arreglos muy complicados. Su objetivo primordial es conducir los fluidos desde la boca de las perforaciones hasta la superficie. Los Grados API para tubería mayormente empleados son: J-55, C-75, C-95 y P-105. Los grados C-75 y C-95 son diseñados para soportar ambientes ácidos, son más resistentes y costosos que el J-55, este último presenta un buen comportamiento en ambientes básicos. Existen dos tipos de conexiones, para tuberías de producción, abaladas por la American Petroleum Institute (API). La conexión API "NU" (NOT-UPSET), que consta de una rosca de 10 vueltas, siendo la conexión menos fuerte que la tubería. La conexión de tubería "EUE" (EXTERNAL UPSET), dicha conexión posee mayor resistencia que el cuerpo de la tubería y es ideal para los servicios de alta presión.

1.2. EMPACADURA DE PRODUCCIÓN[2].

Es una herramienta de fondo que se usa para proporcionar un sello entre la tubería eductora y el revestimiento de producción, a fin de evitar el movimiento vertical de los fluidos, desde la empacadura por el espacio anular, hacia arriba. Estas empacaduras son utilizadas bajo las siguientes condiciones:

  1. Para proteger la tubería de revestimiento del estallido bajo condiciones de alta producción o presiones de inyección.

  2. Para proteger la tubería de revestimiento de algunos fluidos corrosivos.

  3. Para aislar perforaciones o zonas de producción en completaciones múltiples.

  4. En instalaciones de levantamiento artificial por gas.

  5. Para proteger la tubería de revestimiento del colapso, mediante el empleo de un fluido sobre la empacadura en el espacio anular entre la tubería eductora y el revestimiento de producción.

1.2.1. MECANISMO BÁSICO.

Para que una empacadura realice el trabajo para el cual ha sido diseñada, dos cosas deben suceder: primero un cono debe ser empujado hacia las cuñas a fin de que ellas se peguen a la pared del revestidor y segundo el elemento de empaque (gomas) debe ser comprimido y efectuar un sello contra la pared del revestidor. Sus componentes básicos son:

  1. Elementos sellantes: Estos elementos son normalmente construidos de un producto de goma de nitrilo y se usan en aplicaciones tales como: instalaciones térmicas, pozos cretácicos y pozos productores de gas seco. Se ha comprobado que los sellos de goma de nitrilo son superiores cuando se utilizan en rangos de temperaturas normales a medias. Cuando se asienta una empacadura, el elemento sellante se comprime de manera tal que forma un sello contra la pared de la tubería de revestimiento. Durante esta compresión, el elemento de goma se expande entre el cuerpo de la empacadura y la pared de la tubería. Esta expansión junto con la maleabilidad del mencionado elemento ayudan a que estos vuelvan a su forma original al ser eliminada la compresión sobre la empacadura. Algunas empacaduras incluyen resortes de acero retráctiles moldeados dentro del elemento sellante para resistir la expansión y ayudar en la retracción cuando se desasiente la empacadura. Existen cuatro tipos de elementos sellantes que se usan de acuerdo al tipo de servicio: ligero, mediano, duro y especiales. (I, II, III y IV, respectivamente).

    2. Tabla 1-2. Tipo de Elementos Sellantes.

  2. Cuñas: Las cuñas existen en una gran variedad de formas. Es deseable que posean un área superficial adecuada para mantener la empacadura en posición, bajo los diferenciales de presión previstos a través de esta. Las cuñas deben ser reemplazadas si ya se han utilizado una vez en el pozo.

  3. Elementos de asentamiento y desasentamiento: El mecanismo más simple de asentamiento y desasentamiento es el arreglo de cerrojo en "J" y pasador de cizallamiento que requiere solamente una ligera rotación de la tubería de producción al nivel de la empacadura para el asentamiento y puede, generalmente, ser desasentada por un simple levantamiento sobre la empacadura. Este procedimiento es aplicable a las empacaduras recuperables.

  4. Dispositivos de fricción: Los elementos de fricción son una parte esencial de muchos tipos de empacaduras para asentarlas y en algunos casos para recuperarlas. Pueden ser flejes, en resortes o bloque de fricción, y si están diseñados apropiadamente, cada uno de estos proporciona la fuerza necesaria para asentar la empacadura.

  5. Anclas hidráulicas: Las anclas hidráulicas o sostenedores hidráulicos proporcionan un método confiable para prevenir el movimiento que tiende a producirse al presentarse una fuerza en la dirección opuesta de las cuñas principales. Por ejemplo, una empacadura de cuñas simples que se asiente con peso puede moverse hacia arriba en el hoyo, cuando se lleva a cabo una acidificación o fractura, sin embargo, este movimiento se puede evitar mediante el uso de sostenedores hidráulicos o de una ancla hidráulica.

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Fig. 1-4. Empacaduras.

1.2.2. TIPOS DE EMPACADURAS.

Los diferentes tipos de empacaduras pueden ser agrupados en clases principales; luego se pueden subdividir de acuerdo a métodos de asentamientos, dirección de la presión a través de la empacadura y número de orificios a través de la empacadura. De esta forma se tienen: Recuperables, Permanentes, Permanentes – Recuperables.

Existen alrededor de 10 fabricantes de empacaduras, sin embargo, en la industria petrolera nacional las más utilizadas son de las marcas, Baker, Otis, Camco, en diámetros de 4 ½, 5½, 7 y 9 5/8 pulgadas.

1.2.2.1. Empacaduras Recuperables.

Son aquellas que se bajan con la tubería de producción o tubería de perforación y se pueden asentar: por compresión, mecánicamente e hidráulicamente. Después de asentadas pueden ser desasentadas y recuperadas con la misma tubería. Las empacaduras recuperables son parte integral de la sarta de producción, por lo tanto, al sacar la tubería es necesario sacar la empacadura.

Las empacaduras recuperables se pueden clasificar tomando en cuenta la dirección del diferencial de presión en:

  1. Empacaduras de recuperables compresión: Una empacadura de compresión se asienta aplicando el peso de la tubería de producción sobre la empacadura y se recupera tensionando. Por estas razones, no se desasienta aplicando una fuerza hacia abajo, bien aplicando peso de la tubería de producción (compresión) o bien aplicando presión por el espacio anular sobre la empacadura. Sus características particulares las hacen apropiadas para resistir diferenciales de presión hacia abajo. Son principalmente utilizadas en pozos verticales, relativamente someros y de baja presión. Pueden soportar presiones diferenciales desde abajo si se les incorpora un anclaje hidráulico de fondo dentro del ensamblaje de la empacadura.

    2. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-5. Empacaduras de Compresión.

  2. Empacaduras recuperables de tensión: Estas empacaduras se asientan rotando la tubería de producción ¼ de vuelta a la izquierda y luego tensionando. Para recuperarla, se deja caer peso de la tubería de manera tal de compensar la tensión y luego se rota la tubería a la derecha ¼ de vuelta, de manera que las cuñas vuelvan a su posición original. Se usan en pozos someros y donde se anticipen presiones diferenciales moderadas desde abajo. Las presiones desde abajo solo sirven para incrementar la fuerza de asentamiento sobre la empacadura. Son usadas preferiblemente en pozos de inyección de agua y en pozos someros, donde el peso de la tubería de producción no es suficiente para comprimir el elemento sellante de una empacadura de asentamiento por peso o empacadura a compresión.

    3. Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-6. Empacaduras de Tensión.

  3. Empacaduras recuperables de compresión – tensión: Estas empacaduras se asientan por rotación de la tubería más peso o con rotación solamente. No se desasientan por presiones aplicadas en cualquier dirección, por lo tanto pueden soportar un diferencial de presión desde arriba o desde abajo. Para recuperarlas, solamente se requiere rotación de la tubería de producción hacia la derecha. Cuando se usan en pozos de bombeo mecánico se dejan en tensión y actúan como anclas de tubería. Cuando se utilizan en pozos de inyección de agua permiten mantener la tubería de producción en peso neutro, lo que elimina la posibilidad de que se desasienten debido a la elongación de la tubería o por contracción de la misma. Su mayor desventaja se debe a que como deben ser liberadas por rotación de la tubería, si hay asentamiento de partículas sólidas sobre el tope de la empacadura se hace imposible realizar cualquier trabajo de rotación, sin embargo, eso se soluciona usando un fluido libre de partículas sólidas como fluido de empacadura.

  4. Empacaduras recuperables sencillas y duales de asentamiento hidráulico: El asentamiento de las empacaduras sencillas se realiza cuando existe un diferencial de presión entre la tubería de producción y la tubería de revestimiento. La principal ventaja de las empacaduras recuperables con asentamiento hidráulico, es que la tubería eductora puede ser corrida en el pozo y el cabezal de producción instalado antes del asentamiento de la empacadura. Estas empacaduras son particularmente apropiadas en pozos altamente desviados donde la manipulación de la tubería de producción puede presentar dificultades. Las empacaduras duales se utilizan en completaciones múltiples cuando se requiere producir una o más arenas.

1.2.2.2. Empacaduras Permanentes.

Estas se pueden correr con la tubería de producción o se pueden colocar con equipos de guaya fina. En este último caso, se toman como referencia los cuellos registrados en el perfil de cementación para obtener un asentamiento preciso. En caso de formaciones con temperatura de fondo alta (400ºF-450ºF), el método más seguro de asentamiento consiste en utilizar un asentador hidráulico bajado junto con la tubería de producción. Una vez asentada la empacadura, se desasienta el asentador hidráulico y se saca la tubería junto con la tubería de producción. Las empacaduras permanentes se pueden considerar como una parte integrante de la tubería de revestimiento, ya que la tubería de producción se puede sacar y dejar la empacadura permanente asentada en el revestidor. Usualmente para destruirla es necesario fresarla, por lo que frecuentemente se denomina empacadura perforable.

Fig. 1-7. Empacaduras Permanentes.

1.2.2.3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

Las unidades sellantes que se corren con la tubería de producción, se empacan en el orificio de la empacadura permanente Tabla 1-3. Adicionalmente existen los niples sellantes con ancla. Este último arreglo permite que la tubería de producción sea colgada bajo tensión.

Tabla 1-3. Unidades Sellantes para Empacaduras Permanentes.

1.2.3. SELECCIÓN DE EMPACADURAS.

Para la selección de empacaduras es necesario considerar diversos factores tanto técnicos como económicos. Generalmente, se escoge la empacadura menos costosa que puede realizar las funciones para la cual se selecciona. Sin embargo, el costo inicial de la empacadura no debe ser el único criterio de selección. Es necesario tomar en cuenta los requerimientos presentes y futuros de los pozos para la selección de la empacadura, por ejemplo, las empacaduras más económicas son generalmente las de compresión y las de tensión. Las empacaduras hidráulicas suelen ser las más costosas. Es necesario tomar en cuenta facilidades de reparación y disponibilidad. Las empacaduras con sistemas complejos para el asentamiento y desasentamiento deben evitarse, así por ejemplo, las empacaduras recuperables que se liberan con simple tensión son deseables en muchos casos.

La selección de una empacadura para un trabajo en particular, debe basarse en el conocimiento de las diferentes clases de empacaduras. Sin embargo, para hacer una selección preliminar es necesario recabar la siguiente información y verificar que la empacadura seleccionada cumpla con cada uno de los siguientes aspectos:

  1. Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes, Permanentes – Recuperables).

  2. Tipo de completación.

  3. Dirección de la presión.

  4. Procedimiento de asentamiento de la empacadura.

  5. Procedimiento de desasentamiento de la empacadura.

La selección final de la empacadura se basará en un balance entre los beneficios mecánicos y las ganancias económicas, resultando preponderante de dicho balance lo que genere mayor seguridad para el pozo.

1.3. EQUIPOS DE SUBSUELO[2].

Son aquellos que se bajan con la tubería de producción y permiten llevar a cabo trabajos de mantenimiento en subsuelo, sin tener que matar el pozo o sacar la tubería de producción. También proporcionan facilidades para instalar equipos de seguridad en el subsuelo.

1.3.1. CLASIFICACIÓN DE LOS EQUIPOS DE SUBSUELO.

Los equipos de subsuelo se dividen de acuerdo a su función en la completación, lo cual se muestra en el esquema siguiente:

Debido a que son demasiados equipos de subsuelo, solo se definirán los que son representativos para este trabajo, esto en busca de sintetizar la cantidad de conceptos presentes en esta sección.

1.3.1.1. Niples de Asiento.

Son dispositivos tubulares insertados en la tubería de producción y comunes en el pozo a una determinada profundidad. Internamente son diseñados para alojar un dispositivo de cierre para controlar la producción de la tubería. Los niples de asiento están disponibles en dos tipos básicos que son:

    1. Niples de asiento selectivo: Su principio de funcionamiento está basado en la comparación del perfil del niple, con un juego de llaves colocado en un mandril de cierre. Pueden ser colocados más de uno en una corrida de tubería de producción, siempre que tenga la misma dimensión interna. Las ventajas de este tipo de niple son:

  • Taponar el pozo hacia arriba o hacia abajo o en ambas direcciones.

  • Permite probar la tubería de producción.

  • Permite colocar válvulas de seguridad.

  • Permite colocar reguladores en fondo.

  • Permite colocar un niple de parada.

  • Permite colocar empacaduras hidráulicas.

Existen básicamente dos tipos de niples de asiento selectivo:

• Niple de asiento selectivo por la herramienta de corrida.

• Niple de asiento selectivo por el mandril de localización.

    1. Niples de asiento no selectivo: Este tipo de niple es un receptor para dispositivos de cierre. Su principio de funcionamiento es de impedir el paso de herramientas de diámetro no deseado a través de él ("NO-GO"), para localizar los dispositivos de cierre, por lo tanto el diámetro exterior del dispositivo debe ser ligeramente mayor que el diámetro interno más pequeño del niple. Estos niples son colocados, generalmente, en el punto más profundo de la tubería de producción.

1.3.1.2. Niples Pulidos.

Son pequeños niples tubulares construidos del mismo material que el niple de asiento, el cual no tiene receptáculo de cierre pero es pulido internamente para recibir una sección de sellos. Estos niples pueden ser usados al mismo tiempo que los niples de asiento, las camisas deslizantes, juntas de erosión y otros equipos de completación. Su función primordial radica en la posibilidad de aislar en caso de filtraciones en la junta de erosión, haciendo uso de herramientas de guaya fina y mediante un ensamblaje.

1.3.1.3. Tapones Recuperables de Eductor.

Son empleados para taponar la tubería de producción y tener la posibilidad de realizar así trabajos de mantenimiento y reparación de subsuelo. Existen tres tipos básicos de tapones recuperables, los cuales son asentados en niples o en la tubería de producción. Estos tres tipos se clasifican según la dirección en que son capaces de soportar presión.

    1. Los que son capaces de soportar presión por encima o en sentido descendente.

    2. Los que soportan presión en sentido ascendente o por debajo.

    3. Los que soportan presión en ambas direcciones, bajo condiciones de operación.

En la Tabla 1-4, se muestran en forma esquemática las aplicaciones recomendadas para taponar la tubería eductora. Se presenta en forma funcional las aplicaciones de los tipos de tapones, las direcciones de las presiones que deben soportar cuando se realiza determinada operación en el pozo y finalmente cual de ellos es aplicable para la operación presentada.

Tabla 1-4. Aplicaciones Recomendadas para Operaciones más Comunes con Tapones.

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Los tapones son piezas indispensables al momento de reparar y completar un pozo, debido a su aplicabilidad durante la prueba de tubería y las operaciones con equipos de superficie.

El tapón que soporta presión por debajo consiste en un ensamblaje con un tapón de cabezal cargado con un resorte, el cual sella sobre un asiento metálico dispuesto en el sustituto igualador, pudiéndose realizar este sello también con un asiento de goma en adición con el metal.

El tapón de circulación soporta presión solamente por encima y puede ser circulado a través de él. Su diseño varía de acuerdo a los requerimientos, teniendo así dispositivos de cierre con bola y asiento, válvula de sello o tipo válvula check de goma. Para finalizar se tiene el tapón de cierre en ambas direcciones el cual es comúnmente empleado para separación de zonas de completaciones del tipo selectivas.

1.3.1.4. Mangas Deslizantes.

Son equipos de comunicación o separación, los cuales son instalados en la tubería de producción. Pueden ser abiertos o cerrados mediante guaya fina. Entre las funciones que cumplen estos dispositivos tenemos:

    1. Traer pozos a producción.

    2. Matar pozos.

    3. Lavar arena.

    4. Producción de pozos en múltiples zonas.

Existe una gran variedad de estos equipos con diferentes aplicaciones, pero con un mismo principio de funcionamiento. Entre ellos tenemos:

    1. Tubería de producción con orificios.

    2. Con receptáculos de asiento y ancla para mandril.

    3. Con una sección de sello.

    4. Con camisa recuperable con guaya.

    5. Con válvula recuperable con guaya.

1.3.1.5. Mandriles con Bolsillo Lateral.

Estos son diseñados para instalarse en los controles de flujo, como válvulas para levantamiento artificial con gas, en la tubería de producción. Existen dos tipos básicos de estos mandriles. El primer tipo, consiste en un mandril estándar, con perforaciones en el lado exterior de la camisa hacia el revestidor y el fondo de la misma está comunicado con la tubería de producción. En el segundo tipo, las perforaciones están en el interior hacia la tubería de producción y el fondo de la misma está en contacto con el espacio anular. Las válvulas que se instalan en estos mandriles se clasifican en dos grupos: recuperables con guaya fina y no recuperables con guaya fina. Las no recuperables con guaya son poco usadas debido a que el reemplazo de alguna de ellas ameritaría sacar la tubería de producción, sustituirla y luego introducirla de nuevo en el pozo.

1.4. COMPLETACIÓN DE POZOS[3].

Se entiende por completación o terminación al conjunto de trabajos que se realizan en un pozo después de la perforación o durante la reparación, para dejarlos en condiciones de producir eficientemente los fluidos de la formación o destinarlos a otros usos, como inyección de agua o gas. Los trabajos pueden incluir el revestimiento del intervalo productor con tubería lisa o ranurada, la realización de empaques con grava o el cañoneo del revestidor y, finalmente, la instalación de la tubería de producción.

1.4.1. FACTORES QUE DETERMINAN EL DISEÑO DE LA COMPLETACIÓN DE POZOS.

La productividad de un pozo y su futura vida productiva es afectada por el tipo de completación y los trabajos efectuados durante la misma. La selección de la completación tiene como principal objetivo obtener la máxima producción en la forma más eficiente y, por lo tanto, deben estudiarse cuidadosamente los factores que determinan dicha selección, tales como:

    1. Tasa de producción requerida.

    2. Reservas de zonas a completar.

    3. Mecanismos de producción en las zonas o yacimientos a completar.

    4. Necesidades futuras de estimulación.

    5. Requerimientos para el control de arena.

    6. Futuras reparaciones.

    7. Consideraciones para el levantamiento artificial por gas, bombeo mecánico, etc.

    8. Posibilidades de futuros proyectos de recuperación adicional de petróleo.

    9. Inversiones requeridas.

1.4.2. CLASIFICACIÓN DE LAS COMPLETACIONES DE ACUERDO A LAS CARACTERISTICAS DEL POZO.

Básicamente existen tres tipos de completaciones de acuerdo a las características del pozo, es decir como se termine la zona objetivo:

    1. Hueco Abierto.

    2. Hueco Abierto con Forro o Tubería Ranurada.

    3. Tubería de Revestimiento Perforada (Cañoneada).

1.4.2.1. Completación a Hueco Abierto.

Este tipo de completación se realiza en zonas donde la formación está altamente compactada, siendo el intervalo de completación o producción normalmente grande (100 a 400 pies) y homogéneo en toda su longitud.

Consiste en correr y cementar el revestimiento de producción hasta el tope de la zona de interés, seguir perforando hasta la base de esta zona y dejarla sin revestimiento. Este tipo de completación se realiza en yacimientos de arenas consolidadas, donde no se espera producción de agua/gas ni producción de arena ó derrumbes de la formación.

Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-8. Completación a Hueco Abierto.

Entre las variantes de este tipo de completación encontramos:

  1. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) y cementar el revestidor de producción: En este tipo de completación las muestras de canal y la interpretación de los registros ayudan a decidir si colocar el revestidor o abandonar el pozo por ser no económico.

  2. Perforación del hoyo desnudo antes de bajar (correr) el revestidor de producción:

Ventajas:

  • Se elimina el costo de cañoneo.

  • Existe un máximo diámetro del pozo en el intervalo completado.

  • Es fácilmente profundizable.

  • Puede convertirse en otra técnica de completación; con forro o revestidor cañoneado.

  • Se adapta fácilmente a las técnicas de perforación a fin de minimizar el daño a la formación dentro de la zona de interés.

  • La interpretación de registros o perfiles de producción no es crítica.

  • Reduce el costo de revestimiento.

Desventajas:

  • Presenta dificultad para controlar la producción de gas y agua, excepto si el agua viene de la zona inferior.

  • No puede ser estimulado selectivamente.

  • Puede requerir frecuentes limpiezas si la formación no es compacta.

Como la completación a hueco abierto descansa en la resistencia de la misma roca para soportar las paredes del hueco es de aplicación común en rocas carbonatadas (calizas y dolomitas).

1.4.2.2. Completación con Forro o Tubería Ranurada.

Este tipo de completación se utiliza mucho en formaciones no compactadas debido a problemas de producción de fragmentos de rocas y de la formación, donde se produce generalmente petróleos pesados.

En una completación con forro, el revestidor se asienta en el tope de la formación productora y se coloca un forro en el intervalo correspondiente a la formación productiva. Dentro de este tipo de completación encontramos la siguiente clasificación:

  1. Completación con forro no cementado: En este tipo de completación un forro con o sin malla se coloca a lo largo de la sección o intervalo de interés. El forro con o sin malla puede ser empacado con grava para impedir el arrastre de la arena de la formación con la producción.
    2.

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    Fig. 1-9. Completación con Forro No Cementado.

    Entre los requerimientos necesarios para que este tipo de completación se lleve a cabo, están los siguientes: formación no consolidada, formación de grandes espesores (100 a 400 pies), formación homogénea a lo largo del intervalo de completación, etc.

    Ventajas:

    • Se reduce al mínimo el daño a la formación.

    • No existen costos por cañoneado.

    • La interpretación de los perfiles no es crítica.

    • Se adapta fácilmente a técnicas especiales para el control de arena.

    • El pozo puede ser fácilmente profundizable.

    Desventajas:

      • Dificulta las futuras reparaciones.

      • No se puede estimular selectivamente.

      • La producción de agua y gas es difícil de controlar.

      • Existe un diámetro reducido frente a la zona o intervalo de producción.

    1. Completación con forro liso ó camisa perforada: En este caso, se instala un forro a lo largo de la sección o intervalo de producción. El forro se cementa y se cañonea selectivamente la zona productiva de interés.

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    Fig. 1-10. Completación con Forro Liso o Camisa Perforada.

    Ventajas:

    • La producción de agua / gas es fácilmente controlada.

    • La formación puede ser estimulada selectivamente.

    • El pozo puede ser fácilmente profundizable.

    • El forro se adapta fácilmente a cualquier técnica especial para el control de arena.
      •

    Desventajas:

    • La interpretación de registros o perfiles de producción es crítica.

    • Requiere buenos trabajos de cementación.

    • Presenta algunos costos adicionales (cementación, cañoneo, taladro, etc.)

    • El diámetro del pozo a través del intervalo de producción es muy restringido.

    • Es más susceptible al daño la formación.

    1.4.2.3. Completación con Revestidor Cañoneado.

    Es el tipo de completación que más se usa en la actualidad, ya sea en pozos poco profundos (4000 a 8000 pies), como en pozos profundos (10000 pies o más). Consiste en correr y cementar el revestimiento hasta la base de la zona objetivo, la tubería de revestimiento se cementa a lo largo de todo el intervalo o zonas a completar, cañoneando selectivamente frente a las zonas de interés para establecer comunicación entre la formación y el hueco del pozo.

    Ventajas:

    • La producción de agua y gas es fácilmente prevenida y controlada.

    • La formación puede ser estimulada selectivamente.

    • El pozo puede ser profundizable.

    • Permite llevar a cabo completaciones adicionales como técnicas especiales para el control de arena.

    • El diámetro del pozo frente a la zona productiva es completo.

    • Se adapta a cualquier tipo de configuración mecánica.

    Desventajas:

    • Los costos de cañoneo pueden ser significativos cuando se trata de intervalos grandes.

    • Se reduce el diámetro efectivo del hoyo y la productividad del pozo

    • Pueden presentarse trabajos de cementación.

    • Requiere buenos trabajos de cementación.

    • La interpretación de registros o perfiles es crítica.

    1.4.3. CONFIGURACIÓN MECÁNICA DE LOS POZOS.

    De acuerdo a la configuración mecánica del pozo, la completación del mismo puede clasificarse en Completación Convencional y Completación Permanente. Se entiende por "Completación Convencional" aquella operación en la cual existe una tubería mayor de 4 ½ pulgadas de diámetro externo dentro del pozo y a través de la cual fluyen los fluidos de la formación hacia la superficie. La mayoría de las partes mecánicas o equipos de subsuelo pueden ser removidos, es decir, no tienen carácter permanente. Respecto a la "Completación Permanente" son aquellas operaciones en las cuales la tubería de producción y el cabezal del pozo (árbol de navidad), se instalan de tal manera que todo trabajo subsiguiente se lleva a cabo a través de la tubería de producción con equipo manejado a cable.

    1.4.4 FACTORES QUE DETERMINAN EL TIPO DE CONFIGURACIÓN MECÁNICA.

      1. Tipo de pozo (productor, inyector, etc).

      2. Número de zonas a completar.

      3. Mecanismo de producción.

      4. Procesos de recuperación secundaria (inyección de agua, inyección de gas, etc).

      5. Grado de compactación de la formación.

      6. Posibilidades de futuros reacondicionamientos.

      7. Costos de los equipos.

    1.4.5. TIPOS DE COMPLETACION DE ACUERDO A LA CONFIGURACIÓN MECÁNICA.

      • Completación sencilla: Este tipo de completación es una técnica de producción mediante la cual las diferentes zonas productivas producen simultáneamente o lo hacen en forman selectiva por una misma tubería de producción. Este tipo de completación se aplica donde existe una o varias zonas de un mismo yacimiento. En completaciones de este tipo, todos los intervalos productores se cañonean antes de correr el equipo de completación. Además de producir selectivamente la zona petrolífera, este tipo de completación ofrece la ventaja de aislar zonas productoras de gas y agua. En caso de que la zona petrolífera no tenga suficiente presión como para levantar la columna de fluido hasta la superficie se pueden utilizar métodos de levantamiento artificial. Entre las variedades de este tipo de completación se tiene:

      • Completación sencilla convencional: Esta tipo de completación se realiza para la producción una sola zona, a través de la tubería de producción.

      • Completación sencilla selectiva: Consiste en separar las zonas productoras mediante empacaduras, produciendo a través de mangas ó válvulas de circulación.

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    Fig. 1-12. Completación Selectiva.

    • Completación múltiple: Se utiliza cuando se quiere producir simultáneamente varias zonas petrolíferas (yacimientos) en un solo pozo, sin mezclar los fluidos. Generalmente reduce el número de pozos a perforar.

    Ventajas:

    • Pueden obtenerse altas tasas de producción

    • Pueden producirse varios yacimientos a la vez

    • Existe un mejor control del yacimiento, ya que se pueden probar las diferentes zonas con miras a futuros proyectos.

    Desventajas:

    • En zonas de corta vida productiva, se traduce en mayores inversiones

    • En caso de trabajos de reacondicionamiento, el tiempo de taladro es elevado.

    • Aumenta el peligro de pesca de equipos y tubería.

    Entre los principales tipos de completaciones múltiples, se destacan:

    • Completación doble con una tubería de producción y una empacadura de producción: En este tipo de completación, la zona superior produce a través del espacio anular revestidor / tubería de producción, mientras que la zona inferior produce a través de la tubería de producción. Generalmente, se aplica donde la zona superior no requiera levantamiento artificial, no tenga problemas de arena, corrosión, etc..

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    Fig. 1-13. Completación Doble con una Tubería de Producción y una Empacadura de Producción.

    Ventaja:

    • Bajo Costo.

    Desventajas:

      • La zona superior no puede ser producida por la tubería de producción a menos que la zona inferior esté aislada.

      • El revestidor está sujeto a presión de la formación y a la corrosión de los fluidos.

      • La reparación de la zona superior requiere que se mate primero la zona inferior.

      • La producción de arena en la zona superior puede atascar la tubería de producción

      • La conversión a levantamiento artificial es difícil de implantar

    • Completación doble con una tubería de producción y dos empacaduras de producción: Mediante este diseño es posible producir cualquier zona a través de la tubería de producción. Esto se lleva a cabo a través de una herramienta de cruce (cross over chocke) que hace que la zona superior pueda ser producida por la tubería de producción y la zona inferior por el espacio anular (revestidor-tubería).

    Ventajas:

    • La herramienta de cruce permite que la zona superior sea producida por la tubería de producción.

    • La herramienta de cruce permite realizar el levantamiento artificial por gas en la zona superior

    Desventajas:

      • El revestidor está sujeto a daño por altas presiones de la formación y por la corrosión de los fluidos

      • Se deben matar ambas zonas antes de realizar cualquier trabajo al pozo ó de reparar la zona superior.

      • No se pueden levantar por gas ambas zonas simultáneamente.

    • Completación doble con tuberías de producción paralelas y múltiples empacaduras de producción: Mediante este diseño se pueden producir varias zonas simultáneamente y por separado a través del uso de tuberías de producción paralelas y empacaduras dobles.

    Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior

    Fig. 1-14. Completación Doble con Tuberías de Producción Paralelas y Múltiples Empacaduras de Producción.

    Ventajas:

    • Se puede producir con levantamiento artificial por gas.

    • se pueden realizar reparaciones con tubería concéntricas y con equipo manejado a cable en todas las zonas
      •

    Desventajas:

      • Alto costo inicial

      • Las reparaciones que requieran la remoción del equipo de producción pueden ser muy costosas

      • Las tuberías y empacaduras tienen tendencia a producir escapes y filtraciones.

    • Completación Triple: Este tipo de diseño puede llevarse a cabo utilizando dos ó más tuberías y empacaduras de producción

    Ventaja:

    • Permite obtener alta tasa de producción por pozo

    Desventajas:

    • Dificultad para su instalación y remoción de los equipos en los futuros trabajos de reparación.

    • Son muy susceptibles a problemas de comunicación, filtraciones, etc.

    1.5. MÉTODOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL[4].

    Cuando la energía natural de un yacimiento es suficiente para promover el desplazamiento de los fluidos desde su interior hasta el fondo del pozo, y de allí hasta la superficie, se dice que el pozo fluye "naturalmente". Es decir, el fluido se desplaza como consecuencia del diferencial de presión entre la formación y el fondo del pozo. Posteriormente como producto de la explotación del yacimiento la presión de éste disminuye, esto implica que la producción de fluidos baja hasta el momento en el cual, el pozo deja de producir por sí mismo. De allí que surja la necesidad de extraer los fluidos del yacimiento mediante la aplicación de fuerzas o energías ajenas al pozo, a este proceso se le denomina Levantamiento Artificial.

    Existen diversos Métodos de Levantamiento Artificial entre los cuales se encuentran los siguientes: Bombeo Mecánico Convencional (BMC), Bombeo Electrosumergible (BES), Bombeo de Cavidad Progresiva (BCP), Bombeo Hidráulico (BH) y Levantamiento Artificial por Gas (LAG).

    A continuación se describen brevemente los Métodos de Levantamiento Artificial mencionados anteriormente:

    1.5.1. BOMBEO MECÁNICO CONVENCIONAL.

    Este método consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida con energía suministrada a través de una sarta de cabillas. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistema de engranajes y correas. El Bombeo Mecánico Convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudos pesados y extrapesados, aunque también se usa en la producción de crudos medianos y livianos. No se recomienda en pozos desviados, y tampoco es recomendable cuando la producción de sólidos y/o la relación gas – líquido sea muy alta, ya que afecta considerablemente la eficiencia de la bomba.

    Una unidad típica de Bombeo Mecánico consiste de cinco componentes básicos:

      1. El Movimiento primario, el cual suministra la potencia del sistema.

      2. La unidad de transmisión de potencia o caja reductora de velocidades.

      3. El Equipo de bombeo en superficie, el cual se encarga de transformar el movimiento rotatorio (primario) en movimiento linealmente oscilatorio.

      4. La sarta de cabillas, la cual transmite el movimiento y la potencia a la bomba de subsuelo. Aquí también puede incluirse la sarta de revestimiento y la de tubería de producción[5].

      5. La Bomba de subsuelo.

    1.5.1.1. La Unidad de Bombeo en Superficie.

    La Unidad de Bombeo en Superficie incluye en sus componentes los ítems a, b ya mencionados en la Sección 1.6.1. Según la geometría de la Unidad, éstas pueden clasificarse como:

    • Clase I: comúnmente denominados como Unidad Convencional de Bombeo. Este tipo de unidad se caracteriza por tener el punto de apoyo de la viga viajera cerca de la cabeza del balancín, tal como se muestra en la Fig. 1-15.

    Fig. 1-15. Sistema Clase I. Unidad de Bombeo Convencional[5].

    • Clase III: la geometría de este tipo de unidades se caracteriza por tener un punto de apoyo al final de la viga viajera, es decir, lejos de la cabeza del balancín. Dentro de esta clase se ubican las unidades balanceadas por aire y las conocidas como Lufkin Mark II. Estas unidades están representadas en las Figuras 1-16 y 1-17.

    Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-16. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Balanceada por Aire[5].

    Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-17. Sistema Clase III. Unidad de Bombeo Lufkin Mark II[5].

    1.5.1.2. La Sarta de Cabillas.

    La sarta de cabillas es el sistema que se encarga de transmitir la energía desde el equipo de superficie, hasta la bomba de subsuelo. La selección, el número de cabillas y el diámetro de éstas dependen de la profundidad a la que se desea colocar la bomba de subsuelo y de las condiciones operativas. Por ejemplo, para pozos de profundidad mayor a 3500 pies es común utilizar una sarta compuesta de diferentes diámetros de cabillas.

    Las cabillas de diámetro menor son colocadas en la parte inferior de la sarta, ya que allí la carga de esfuerzos generados es mínima; asimismo las cabillas de mayor diámetro se colocan en la parte superior de la sarta porque allí es donde se genera la máxima cantidad de esfuerzos. Por lo tanto, las cargas máximas y mínimas de esfuerzos esperados durante el ciclo de bombeo deben ser calculados lo más preciso posible, para asegurar que no ocurran fallas en el sistema durante su operación.

    Para evitar que ocurran los problemas mencionados anteriormente con la Sarta de Cabillas, el diseño de la misma se realiza generalmente siguiendo la Norma API RP 11L [6].

    1.5.1.3. La Bomba de Subsuelo.

    La Bomba de Subsuelo está compuesta por los siguientes elementos:

    1. Cilindro o Barril.

    2. Pistón o Émbolo.

    3. Válvula fija o Válvula de entrada.

    4. Válvula viajera o Válvula de descarga.

    La bomba actúa según el movimiento de la sarta de cabillas y de la unidad de bombeo en superficie. Las bombas de subsuelo se clasifican en tres tipos:

    1. Bombas Tipo Tubería.

    2. Bombas Tipo Inserta.

    3. Bombas Tipo Casing (se consideran como una versión de las bombas Tipo Inserta, pero de mayor tamaño).

    La diferencia básica entre una bomba Tipo Tubería y una Tipo Inserta es la forma en la cual el cilindro o barril es instalado en el pozo. En el caso de las bombas Tipo Tubería el cilindro es conectado a la parte inferior de la sarta de la tubería de producción, para luego ser introducido en el pozo. Por el contrario, en el caso de las bombas Tipo Inserta el cilindro forma parte del ensamblaje de la bomba de subsuelo, y es colocado dentro del pozo a través de la sarta de cabillas.

    1.5.2. BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE.

    Este Método de Levantamiento Artificial es aplicable cuando se desea producir grandes volúmenes de fluido, en pozos medianamente profundos y con grandes potenciales.

    Sin embargo, los consumos de potencia por barril diario producido son también elevados, especialmente en crudos viscosos. Una instalación de este tipo puede operar dentro de una amplia gama de condiciones y manejar cualquier fluido o crudo, con los accesorios adecuados para cada caso[7].

    El equipo de superficie de este sistema de Levantamiento Artificial cuenta con los siguientes elementos:

      1. Banco de transformación eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje primario de la línea eléctrica por el voltaje requerido por el motor.

      2. Tablero de control: su función es controlar las operaciones en el pozo.

      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.

    Los principales componentes del equipo de subsuelo son los siguientes:

      1. Motor eléctrico: es la fuente de potencia que genera el movimiento a la bomba para mantener la producción de fluidos. Se recomienda colocarlo por encima de las perforaciones.

      2. Protector o sello: se encuentra entre el motor y la bomba, permite conectar el eje de la bomba al eje del motor. Además absorbe las cargas axiales de la bomba y compensa la expansión o contracción del motor, no permite la entrada de fluidos al motor.

      3. Sección de succión: está constituida por la válvula de retención y la válvula de drenaje. La primera de ellas disminuye la presión hidrostática sobre los componentes de la bomba, y la segunda se utiliza como factor de seguridad para circular el pozo de revestidor a tubería de producción o viceversa.

      4. Separador de gas: está ubicado entre el protector y la bomba, reduce la cantidad de gas libre que pasa a través de la bomba. Su uso es opcional y se emplea cuando se prevé alta relación gas – petróleo (RGP).

      5. Bomba electrosumergible: es de tipo centrífugo–multietapas, cada etapa consiste en un impulsor rotativo y un difusor fijo. El número de etapas determina la capacidad de levantamiento y la potencia requerida para ello. El movimiento rotativo del impulsor imparte un movimiento tangencial al fluido que pasa a través de la bomba, creando la fuerza centrífuga que impulsa al fluido en forma radial, es decir, el fluido viaja a través del impulsor en la resultante del movimiento radial y tangencial, generando al fluido verdadera dirección y sentido del movimiento.

      6. Cables trifásicos: suministran la potencia al motor eléctrico, y deben cumplir con los requerimientos de energía del mismo. Están aislados externamente con un protector de bronce o aluminio, en la parte media un aislante y cada cable está internamente aislado con plástico de alta densidad.

    Es posible la aplicación de Bombeo Electrosumergible en pozos que se encuentren bajo las siguientes condiciones: altas tasas de producción, alto índice de productividad, baja presión de fondo, alta relación agua – petróleo, y baja relación gas – líquido (RGL). En caso de alta RGL, se puede emplear este método utilizando un separador de gas.

    1.6.3. BOMBEO DE CAVIDAD PROGRESIVA.

    Las bombas de Cavidad Progresiva son máquinas rotativas de desplazamiento positivo, compuestas por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastómero generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles. El efecto de bombeo se obtiene a través de cavidades sucesivas e independientes que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba a medida que el rotor gira dentro del estator. El movimiento es transmitido por medio de una sarta de cabillas desde la superficie hasta la bomba, empleando para ello un motor – reductor acoplado a las cabillas.

    Este tipo de bombas se caracteriza por operar a baja velocidades y permitir manejar altos volúmenes de gas, sólidos en suspensión y cortes de agua, así como también son ideales para manejar crudos de mediana y baja gravedad API. Los componentes básicos de un sistema de Bombeo de Cavidad Progresiva incluyen:

    1. Equipos de superficie:
      2.

    1. Cabezal giratorio: su función principal es la de soportar el peso de la sarta de cabillas. Además, evita que ésta última retroceda cuando el sistema se apaga.

    2. Movimiento primario (motor): su función principal es la de proveer la energía necesaria para mover el equipo de superficie, y por ende la sarta de cabillas y la bomba.

    3. Equipo de transmisión de potencia: a través de un conjunto de poleas, cadenas y un sistema hidráulico, se encarga de transmitirle potencia al motor. También se puede incluir dentro de este grupo el Prensaestopas y la Barra Pulida.

    1. Equipos de subsuelo: en este grupo de componentes se encuentran la bomba de subsuelo, el ancla de gas, el ancla antitorque y la sarta de cabillas. La bomba de subsuelo consiste de un rotor helicoidal singular que rota alrededor de un mismo eje, dentro de un estator helicoidal doble de mismo diámetro (menor) y del doble de longitud. El rotor y el estator forman una serie de cavidades selladas a lo largo de una misma dirección, que se desplazan desde la succión hasta la descarga de la bomba.
      2.

      Para ver el gráfico seleccione la opción "Descargar" del menú superior Fig. 1-18. Configuración de una Bomba de Cavidad Progresiva[8].

      El desplazamiento de una bomba de Cavidad Progresiva además de ser función de la velocidad de rotación, es directamente proporcional a tres constantes: el diámetro de la sección transversal del rotor, la excentricidad (o radio de la hélice) y la longitud "pitch" de la hélice del estator. El desplazamiento por revolución puede variar con el tamaño del área de la cavidad.

    2. Estator de la bomba: con respecto al elastómero del estator, actualmente existen tres componentes en el mercado para Bombas de Cavidad Progresiva[5], todos estos componentes son formulados a partir de la goma de nitrilo. Los componentes y algunas de sus aplicaciones se muestran a continuación:
      3.

      • Nitrilo con concentración media de Acrilonitrilo: este tipo de elastómero puede ser aplicado en crudos de API menores a 28 grados, con altos cortes de agua. Así mismo, el material posee excelentes propiedades mecánicas, teniendo como límite de temperatura de aplicación 200 grados Fahrenheit.

      • Nitrilo de alta concentración de Acrilonitrilo: este material posee alta resistencia a la presencia de aromáticos. Puede ser aplicado en crudos entre 28 y 38 grados API. El material soporta temperaturas de hasta 225 grados Fahrenheit.

      • Nitrilo altamente saturado y de alta concentración de Acrilonitrilo: este tipo de material no aplica ante la presencia de aromáticos. Sus propiedades mecánicas son excelentes y soportan temperaturas hasta 275 grados Fahrenheit.

    1.5.4. BOMBEO HIDRÁULICO.

    Los sistemas de Bombeo Hidráulico transmiten su potencia mediante el uso de un fluido presurizado que es inyectado a través de la tubería. Este fluido conocido como fluido de potencia o fluido motor, es utilizado por una bomba de subsuelo que actúa como un transformador para convertir la energía de dicho fluido a energía potencial o de presión en el fluido producido que es enviado hacia la superficie. Los fluidos de potencia más utilizados son agua y crudos livianos que pueden provenir del mismo pozo[9].

    Los equipos de superficie comprenden:

    1. Tanques de almacenamiento, tanques de lavado, separadores y/o tratadores: cuando se utiliza petróleo como fluido de potencia en un sistema abierto, dicho fluido se obtiene de tanques de almacenamiento o de oleoductos, de donde se suministran al sistema de bombeo o de distribución. Si se está en un sistema cerrado, el fluido de potencia, bien sea agua o petróleo es manejado en un circuito cerrado, el cual debe disponer de su propio tanque de almacenamiento y equipos de limpieza de sólidos, estos equipos operan independientemente de las operaciones en las estaciones de producción.

    2. Bomba multiplex o triplex: son bombas de acción reciprocante y constan de un terminal de potencia y un terminal de fluido. El terminal de potencia comprende entre otras partes el cigüeñal, la biela y los engranajes. El terminal de fluido está formado por pistones individuales, con válvulas de retención a la entrada y a la descarga.

    3. Válvulas de control: en general se usan varios tipos de válvulas de control para regular y/o distribuir el suministro de fluido de potencia a uno o más pozos.

    4. Múltiples de control: se utilizan para dirigir los fluidos directamente a cada uno de los pozos. Una válvula de control de presión constante, regula la presión del flujo y la cantidad de fluido de potencia que se requiere en cada pozo, cuando se usa una bomba reciprocante.

    5. Lubricador: es una pieza de tubería extendida con una línea lateral para desviar el flujo de fluido cuando se baja o se extrae la bomba del pozo. También se utiliza para controlar la presencia de gases corrosivos que pueden obstaculizar la bajada de la bomba o su remoción del pozo.

    1.5.4.1. Bombeo Hidráulico Tipo Pistón.

    En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, el equipo de subsuelo 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.

      2. Bomba hidráulica de succión: el principio de operación es similar al de las bombas del Bombeo Mecánico, sólo que en una instalación de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón, la cabilla se encuentra en el interior de la bomba. 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[9].

    1.5.4.2. Bombeo Hidráulico Tipo Jet.

    En el caso de Bombeo Hidráulico Tipo Jet, el Método de Levantamiento Artificial es similar al de Bombeo Hidráulico Tipo Pistón en cuanto al principio de funcionamiento. En cuanto a las instalaciones y equipos de superficie para ambos Métodos de Levantamiento Artificial son iguales, la diferencia principal es la bomba de subsuelo.

    Los principales componentes de la bomba Jet son la boquilla, la garganta y el difusor. El fluido motor entra a la bomba por la parte superior de la misma, inmediatamente el fluido pasa a través de la boquilla, de este modo toda la presión del fluido se convierte en energía cinética. El chorro de la boquilla es descargado en la entrada de la cámara de producción, la cual se encuentra conectada con la Formación. De esta manera, el fluido de potencia arrastra al fluido de producción proveniente del pozo y la combinación de ambos fluidos entra a la garganta de la bomba. La mezcla de los fluidos se logra completamente en los límites de la garganta, debido a que su diámetro es siempre mayor al de la boquilla. En este instante el fluido de potencia realiza una transferencia de energía al fluido de producción.

    La mezcla que sale de la garganta posee el potencial necesario para fluir contra el gradiente de la columna de fluido de producción. Gran parte de ese potencial se mantiene constante como energía cinética, y es por eso que la mezcla se hace pasar por una sección final de operación, formada por un difusor diseñado para proporcionar un área de expansión y así convertir la energía cinética restante en una presión estática mayor que la presión de la columna de fluido de producción, permitiéndole a la mezcla, llegar hasta superficie[7].

    Este tipo de Levantamiento Artificial (Bombeo Hidráulico Tipo Jet) puede manejar grandes cantidades de arena y partículas sólidas, además puede ser instalado a grandes profundidades (hasta 18000pies). También es capaz de manejar crudos de alta viscosidad, siempre que se esté utilizando crudo como fluido de potencia.

    1.5.4.3. Fluido Motor o de Potencia.

    Los fluidos empleados con más frecuencia son agua o crudos livianos provenientes del pozo, pero todo depende de las condiciones del mismo. Por condiciones ambientales y de seguridad es preferible utilizar agua. Sin embargo, cuando se usan crudos livianos, es posible diluir los crudos pesados y extrapesados del fondo del pozo, disminuyendo su viscosidad. Cuando existe el riesgo de producirse problemas de corrosión, deposición de asfaltenos, parafinas y la formación de emulsiones, es posible añadir químicos para prevenir este tipo de problemas si el fluido de potencia es crudo. La inyección del fluido de potencia requiere de un sistema hidráulico instalado en superficie, que posee un equipo de tratamiento para eliminar el gas y los sólidos indeseados que se encuentren en el fluido a ser inyectado[5].

    1.5.5. LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL POR GAS (LAG).

    Este Método de Levantamiento Artificial opera mediante la inyección continua de gas a alta presión en la columna de los fluidos de producción (Flujo continuo), con el objeto de disminuir la densidad del fluido producido y reducir el peso de la columna hidrostática sobre la formación, obteniéndose así un diferencial de presión entre el yacimiento y el pozo que permite que el pozo fluya adecuadamente. El gas también puede inyectarse a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquido (Flujo intermitente). Como variantes de estos métodos, también se han desarrollado otros como la Cámara de Acumulación, el Pistón Metálico y el Flujo Pistón[5].

    Una instalación de LAG consta básicamente de: la sarta de producción y el equipo asociado, la línea de flujo, el separador, los equipos de medición y control, la planta compresora o fuente de gas de levantamiento de alta presión y las líneas de distribución del gas. El equipo de producción consiste en una o varias piezas tubulares denominadas mandriles, los cuales se insertan o enroscan a una válvula de levantamiento, a través de la cual pasa el gas destinado a levantar el fluido de producción.

    El equipo de subsuelo representa la base para el funcionamiento del LAG y está constituido principalmente por las válvulas de LAG y los mandriles. Las válvulas de LAG tienen como función permitir la inyección, a alta presión del gas que se encuentra en el espacio anular. De acuerdo a su mecanismo de operación existen distintos tipos de válvulas tales como: las cargadas con nitrógeno, las accionadas por resorte, aquellas operadas por la presión del gas inyectado, las operadas por la presión de los fluidos de producción, las balanceadas y las no balanceadas[5].

    El mandril es una sección tubular que permite colocar la válvula a la profundidad deseada y permite el paso del gas, desde el espacio anular hacia la válvula LAG. Se instala con la tubería de producción, puede ser de tipo convencional, donde la válvula va enroscada externamente con un protector superior, para recuperar dicha válvula es necesario sacar la sarta de producción. Las instalaciones de LAG pueden ser: cerradas, semicerradas y abiertas. Las cerradas son aquellas provistas de empacadura y válvula fija de retención de líquido, las semicerradas poseen empacaduras, pero sin válvula fija; y las abiertas no utilizan empacaduras, ni válvula fija. Las instalaciones cerradas y semicerradas se usan para flujo por la tubería de producción o por el anular.

    Este tipo de Método de Levantamiento Artificial permite manejar grandes volúmenes de producción, incluyendo la producción de agua y sedimentos. Además cuenta con la flexibilidad de distribuir gas a varios pozos con una sola planta de compresión, y de recuperar las válvulas con guaya fina o tubería.

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