Completación de pozos

Enviado por aguirrealejandro2000

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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:

Para proteger la tubería de revestimiento del
estallido bajo condiciones de alta producción o
presiones de inyección.
Para proteger la tubería de revestimiento de
algunos fluidos corrosivos.
Para aislar perforaciones o zonas de
producción en completaciones
múltiples.
En instalaciones de levantamiento artificial por
gas.
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:

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

Para ver el gráfico
seleccione la opción "Descargar" del menú
superior Fig. 1-5. Empacaduras de
Compresión.
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.
Para ver el gráfico
seleccione la opción "Descargar" del menú
superior Fig. 1-6. Empacaduras de
Tensión.
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.
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.
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:

Tipo de empacadura (Recuperable, Permanentes,
Permanentes – Recuperables).
Tipo de completación.
Dirección de la presión.
Procedimiento de asentamiento de la
empacadura.
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:

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.

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.

Los que son capaces de soportar presión por
encima o en sentido descendente.
Los que soportan presión en sentido
ascendente o por debajo.
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.

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

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:

Traer pozos a producción.
Matar pozos.
Lavar arena.
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:

Tubería de producción con
orificios.
Con receptáculos de asiento y ancla para
mandril.
Con una sección de sello.
Con camisa recuperable con guaya.
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:

Tasa de producción requerida.
Reservas de zonas a completar.
Mecanismos de producción en las zonas o
yacimientos a completar.
Necesidades futuras de
estimulación.
Requerimientos para el control de
arena.
Futuras reparaciones.
Consideraciones para el levantamiento artificial
por gas, bombeo mecánico, etc.
Posibilidades de futuros proyectos de
recuperación adicional de petróleo.
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:

Hueco Abierto.
Hueco Abierto con Forro o Tubería
Ranurada.
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.

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Fig. 1-8. Completación a Hueco
Abierto.

Entre las variantes de este tipo de completación
encontramos:

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.
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:

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superior
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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seleccione la opción "Descargar" del menú
superior
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.
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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:
2. Banco de transformación
  eléctrica: constituido por transformadores que cambian el voltaje
  primario de la línea eléctrica por el
  voltaje requerido por el motor.
3. Tablero de control: su función es
  controlar las operaciones en el pozo.
4. 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.
5. 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:
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. 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).
6. 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.
7. 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. 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.
3. 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.
4. 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. 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. 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.
3. 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:
- 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:
2. 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.
3. 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.
4. 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.
5. 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.
6. 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:
2. 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.
3. 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.
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.

Partes: 1, 2

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