REVESTIMIENTO Y CEMENTACIÓN DE POZOS

Aca les adjunto la presentación de Cementación y Revestimiento de Pozos, y unos links de videos que ilustran el proceso.

Espero sus comentarios sobre lo que representa la cementación y los revestidores en un pozo petrolero…

cementacion de pozos

 

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abril 13, 2010. Produccion de Hidrocarburos.

3 comentarios

  1. johenlis replied:

    hola profe le dejo nuestro resumen de lo de las funciones ya se la enviamos en dias pasado a su correo pero para asegurar se las dejamos aqui tambien… buenas tarde saludos..

    FLUIDOS DE PERFORACION

    Los fluidos de perforación no son a base de petróleo y se utilizan principalmente para optimizar las condiciones de perforación sin embargo, su utilización adecuada depende de su buen uso ya que podría colocar en peligro la productividad del pozo.
    Dentro de sus funciones principales podemos decir:

    1. REMOCIÓN DE LOS RECORTES DEL POZO

    A medida que se realiza la perforación se van produciendo recortes los cuales son generados por la barrera, estos recortes deben ser transportados a la superficie por medio del empleo del fluido de perforación y con la ayuda de los equipos para el control de sólidos, en este sentido el punto o parámetro mas importante es la velocidad que presente el fluido y esto es la clave para vencer los efectos de la gravedad, de allí la importancia de la viscosidad y la densidad del fluido, ya que estas propiedades determinara la capacidad de rapidez que este pueda tener, si los recortes no son removidos estos podrán fragmentarse y contaminaran el lodo con coloides los cuales podrán afectar sus propiedades, por otra parte la arena es muy abrasiva y si no se mueve dañaran los bombas de lodo los tuberías y todo el equipo de subsuelo. El lodo puede sostener los recortes cuando se detenga la perforación ya que este lodo presenta propiedades tixiotropicas las cuales no son mas que la capacidad de un fluido de mantener resistencia de un gel con el tiempo cuando se le deja en reposo. Los recortes deben ser llevados a la superficie con el fin de obtener un fluido limpio que se pueda bombear de nuevo hacia el agujero por medio de la sarta.

    2. CONTROL DE LAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN

    En este punto el factor de control de lodo es la densidad o el peso del lodo, la presión hidrostática del lodo debe ser suficiente para prevenir un brote impresito (reventón) del pozo y la presión ejercida por la columna del fluido debe ser igual o ligeramente mayor a la presión de la formación

    3. SUSPENSIÓN Y DESCARGA DE RECORTES

    Los lodos de perforación deben suspender los recortes de perforación, los materiales densificantes y los aditivos bajo una amplia variedad recondiciones deben permitir la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos .Los recortes de perforación que se Sedimentan durante condiciones estáticas pueden causar puentes y rellenos, los cuales, por su parte, pueden producir el atascamiento de la tubería o la pérdida de circulación. El material densificante que se sedimenta constituye un asentamiento y causa
    grandes variaciones de la densidad del fluido del pozo.Se debe mantener un equilibrio entre
    las propiedades del fluido de perforación que suspenden los recortes y las propiedades que facilitan la remoción de los recortes por el equipo de control de sólidos.
    Para lograr un control de sólidos eficaz, los sólidos de perforación deben ser extraídos del fluido de perforación durante la primera circulación proveniente del p

    4. OBTURACIÓN DE LAS FORMACIONES PERMEABLES

    La permeabilidad se refiere a la capacidad de los fluidos de fluir a través de formaciones porosas las formaciones deben ser permeables para que los hidrocarburos puedan ser producidos. Cuando la presión de la columna de lodo es más alta que la presión de la
    Formación, el filtrado invade la formación y un revoque se deposita en la pared del pozo. Los sistemas de fluido de perforación deberían estar diseñados para depositar sobre la formación un delgado revoque de baja permeabilidad con el fin de limitar la invasión de filtrado. Esto mejora la estabilidad del pozo y evita numerosos problemas de perforación y producción.

    5. MANTENIMIENTO DE LA ESTABILIDAD DEL AGUJERO

    La estabilidad del pozo constituye un equilibrio complejo de factores mecánicos (presión y esfuerzo) y químicos. La composición química y las propiedades del lodo deben combinarse
    para proporcionar un pozo estable hasta que se pueda introducir y cementar la tubería de revestimiento. La mejor estabilidad del pozo se obtiene cuando éste mantiene su tamaño y su forma cilíndrica original. Al desgastarse o ensancharse de cualquier manera, el pozo se hace más débil y es más difícil de estabilizar. El ensanchamiento del pozo a través
    de las formaciones de arena y arenisca se debe principalmente a las acciones mecánicas, siendo la erosión generalmente causada por las fuerzas hidráulicas y las velocidades excesivas a Través de las toberas de la barrena. Se puede reducir considerablemente el ensanchamiento del pozo a través de las secciones de arena adoptando un programa de hidráulica más prudente, Especialmente en lo que se refiere a la fuerza de impacto y a la velocidad de la tobera. Las arenas mal consolidadas y débiles requieren un ligero sobre balance y un revoque de buena calidad que contenga bentonita para limitar el ensanchamiento del pozo.

    6. MINIMIZACIÓN DE LOS DAÑOS A LA FORMACIÓN

    La protección del yacimiento contra daños que podrían perjudicar la producción es muy importante. Cualquier reducción de la porosidad o permeabilidad natural de una formación productiva es considerada como daño a la formación. El daño a la formación es generalmente indicado por un valor de daño superficial o por la caída de presión que ocurre mientras el pozo está produciendo (diferencial de presión del yacimiento al pozo).aunque los daños ocasionados no sean tan grandes como para no producir petróleo o gas es esencial tener en cuenta algunos daños que podrían ser causados algunos daños potenciales pueden ser: Invasión de la matriz de la formación por el lodo o los sólidos de perforación, obturando los poros , Precipitación de los sólidos del filtrado del lodo con otros fluidos, tales como las salmueras o los ácidos, durante los procedimientos de completación o estimulación, Fluidos de perforación diseñados para minimizar un problema en particular, fluidos de perforación del yacimiento diseñados especialmente, o fluidos de rehabilitación y completación pueden ser usados para minimizar los daños a la formación.
    7. ENFRIAMIENTO, LUBRICACIÓN Y SOSTENIMIENTO DE LA BARRENA Y
    DEL CONJUNTO DE PERFORACIÓN

    Con forme la barrera y la sarta de perforación giran hacia la formación es generada una gran cantidad de calor, el fluido de perforación absorbe el calor generado y lo lleva a la superficie donde lo libera a la atmósfera, el fluido de perforación de tener algunas propiedades de lubricación que ayudaran a reducir el troqué y la fricción esta lubricación ocurre entre el agujero y la superficie de la barrera o sarta de perforación.

    8. TRANSMISIÓN DE LA ENERGÍA HIDRÁULICA A LAS HERRAMIENTAS Y
    A LA BARRENA

    El fluido de perforación es el medio para transmitir la potencia hidráulica hasta la barrera, las propiedades de flujo del lodo ejercen una influencia considerable sobre la hidráulica estas se deben optimizar para lograr una hidráulica optima, ya que una hidráulica adecuada promueve altas velocidades de penetración. Los programas de hidráulica están limitados por la potencia disponible de la bomba, las pérdidas de presión dentro de la columna de perforación, la presión superficial máxima permisible y el caudal óptimo. Los fluidos de perforación que disminuyen su viscosidad con el esfuerzo de corte, de bajo contenido de sólidos, o los fluidos que tienen características reductoras de arrastre, son más eficaces para transmitir la energía hidráulica a las herramientas de perforación y a la barrena.

    9. ASEGURAR LA EVALUACIÓN ADECUADA DE LA FORMACIÓN

    La evaluación correcta de la formación es esencial para el éxito de la operación de perforación, especialmente durante la perforación exploratoria. Las propiedades químicas y físicas del lodo afectan la evaluación de la formación. Durante la perforación, técnicos llamados registradores de lodo controlan la circulación del lodo y de los recortes para detectar indicios de petróleo y gas. Estos técnicos examinan los recortes para determinar la composición mineral, la paleontología y detectar cualquier indicio visual de hidrocarburos. Los registros eléctricos con cable son realizados para evaluar la formación con el fin de obtener información adicional. También se pueden obtener núcleos de pared usando herramientas transportadas por cable de alambre. Todos estos métodos de evaluación de la formación son afectados por el fluido de perforación, La selección del lodo requerido para perforar un núcleo está basada en el tipo de evaluación a realizar.

    10. CONTROL DE LA CORROSIÓN

    El fluido de perforación debe ser no corrosivo, la corrosión aumenta conforme disminuye el PH, y esta puede llevar a: rupturas de la tubería por chorro erosivo, fallas en la bomba de lodo y fugas en las líneas de superficie. Los componentes de la columna de perforación y tubería de revestimiento que están constantemente en contacto con el fluido de perforación están propensos a varias formas de corrosión. Los gases disueltos tales como el oxígeno, dióxido de carbono y sulfuro de hidrógeno pueden causar graves problemas de corrosión, tanto en la superficie como en el fondo del pozo.

    11. FACILITAR LA CEMENTACIÓN Y COMPLETACIÓN

    El fluido de perforación debe producir un pozo dentro del cual la tubería de revestimiento puede ser introducida y cementada eficazmente, y que no dificulte las operaciones de completación. La cementación es crítica para el aislamiento eficaz de la zona y la completación exitosa del pozo. Durante la introducción de la tubería de revestimiento, el lodo debe permanecer fluido y minimizar el suabeo y pistoneo, de manera que no se produzca ninguna pérdida de circulación inducida por las fracturas. Resulta más fácil introducir la tubería de revestimiento dentro de un pozo liso de calibre uniforme, sin recortes, derrumbes o puentes. El desplazamiento eficaz del lodo requiere que el pozo tenga un calibre casi uniforme y que el lodo tenga una baja viscosidad y bajas resistencias de gel no progresivas. Las operaciones de completación tales como la perforación y la colocación de filtros de grava también requieren que el pozo tenga un calibre casi uniforme y pueden ser afectadas por las características del lodo.

    12. MINIMIZAR EL IMPACTO SOBRE EL MEDIO AMBIENTE

    Con el tiempo, el fluido de perforación se convierte en un desecho y debe ser eliminado de
    conformidad con los reglamentos ambientales locales. Los fluidos de bajo impacto ambiental que pueden ser eliminados en la cercanía del pozo son los más deseables. La mayoría de los países han establecido reglamentos ambientales locales para los desechos de fluidos de perforación. Los fluidos a base de agua, a base de petróleo, anhidros y sintéticos están sujetos a diferentes consideraciones ambientales y no existe ningún conjunto único de características ambientales que sea aceptable para todas las ubicaciones. Esto se debe principalmente a las condiciones complejas y cambiantes que existen por todo el mundo – la ubicación y densidad de las poblaciones humanas, la situación geográfica local (costa afuera o en tierra), altos o bajos niveles de precipitación, la proximidad del sitio de eliminación respecto a las fuentes de agua superficiales y subterráneas, la fauna y flora local, y otras condiciones.

    danielis perche
    johenlis chavez pqv-7a

  2. borregales replied:

    Torre de Perforación o Taladro

    Las torres de perforación son utilizadas para realizar perforaciones de entre 800 y 6000 metros de profundidad en el suelo tanto de pozos de gas, agua o petróleo, como así también pozos de exploración para analizar la geología y buscar nuevos yacimientos. Inclusive se utilizan para realizar perforaciones de prospección o explotación en minería cuando la profundidad del yacimiento supera los 1500m bajo el nivel de terreno. Cuando las perforaciones se realizan en el mar estas torres están montadas sobre barcazas con patas o buques con control activo de su posición respecto del fondo del mar y se denominan Plataformas petrolíferas.

    Para perforar el pozo:

    • La broca de perforación, empujada por el peso de la sarta y las bridas sobre ella, presiona contra el suelo.

    • Se bombea lodo de perforación («mud») dentro del caño de perforación, que retorna por el exterior del mismo, permitiendo la refrigeración y lubricación de la broca al mismo tiempo que ayuda a elevar la roca molida.

    • El material que resulta de la perforación es empujado a la superficie por el lodo de perforación, que luego de ser filtrado de impurezas y escombros es rebombeado al pozo. Resulta muy importante vigilar posibles anormalidades en el fluido de retorno, para evitar golpes de ariete , producidos cuando la presión sobre la broca aumenta o disminuye bruscamente.

    • La línea o sarta de perforación se alarga gradualmente incorporando cada 10 m un nuevo tramo de caño en la superficie. Las uniones entre segmentos presentan desde dos juntas para caños de menor diámetro, hasta cuatro en los mayores.
    Todo el proceso se basa en una torre de perforación que contiene todo el equipamiento necesario para bombear el fluido de perforación, bajar y elevar la línea, controlar las presiones bajo tierra. Extraer las rocas del fluido, y generar in situ la energía necesaria para la operación.

    El equipamiento asociado a una torre de perforación depende en parte del tipo de torre.

    Johan Borregales
    C.I:.17.085.623
    PQV – 7C

  3. Grupo Adriana moreno replied:

    Mecanismo de Empuje de agua
    •Este mecanismo de empuje se produce por la apreciable expansión de agua del acuífero que debe formar parte del sistema. A medida que se reduce la presión, el agua se expande, e invade yacimiento, reemplazando parcialmente los fluidos extraídos del mismo.
    •En este tipo de yacimientos no existe capa de gas y la producción de agua inicia muy temprano e incrementa en cantidades apreciables. La conificación en este tipo de yacimientos puede convertirse en un problema.
    •La presión del yacimiento permanece alta por influencia del acuífero.
    •La recuperación de petróleo para este mecanismo usualmente está en el rango de 30 al 60% del POES.

    Bombeo mecanico convencional
    El bombeo mecánico es el método de levantamiento artificial más usado en mundo. Consiste fundamentalmente en una bomba de subsuelo de acción reciprocante, abastecida de energía a través de una sarta de cabilla. La energía proviene de un motor eléctrico, o de combustión interna, la cual moviliza una unidad de superficie mediante un sistemade engranajes y correas. El bombeo mecánico convencional tiene su principal aplicación en el ámbito mundial en la producción de crudo pesado y extra pesado, aunque, también se usa en la producción de crudos medianos y livianos.
    Para que ocurra la acción del bombeo, el pistón realiza un movimiento reciprocante dentro del barril, la tubería confina la sarta de cabilla de succión que acciona a su vez la bomba en el subsuelo; posee válvulas fijas y viajera, son válvulas de no retorno, de bola y asiento de modo que solo permite el flujo en una sola dirección hacia el cabezal.
    El volumenencerrado entre estas dos válvulas constituye la cámara de bombeo. Cuando el balancín esta en el punto muerto de inferior, las válvulas fijas y viajeras se hallan cerradas. Al comenzar la carrera ascendente, la presión de fondo y el efecto de succión del pistón permiten la apertura de la válvula fija; el fluido pasa del pozo hacia el inferior de de la bomba.

    Al mismo tiempo, la columna de fluido ejerce una presión sobre la válvula viajera y permanece cerrada durante la carrera ascendente fluido continua liberando la válvula hasta que el pistón llega al punto muerto del pistón .La válvula fija y cierra y comienza la carrera descendente. El pistón se mueve hacia abajo y produce un punto de compresión cuando la presión interna es superior a la que existe en la válvula viajera, esta se abre y el fluido es trasferido al pistón hasta llegar al punto muerto inferior, donde se repite el ciclo de bombeo. No obstante hay que tener presente que la tubería deba ser capaz de soportar la presión debido a la columna de flujo sobre la bomba.

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

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

    UNIDADES DE BOMBEO MECANICO
    – BALANCINES TIPO API
    Son diseñados basados en especificaciones API, operan con movimientos armónicos simples que realiza una viga viajera activada por la caja de engranajes, conectada a un motor por medios de correas, estos balancines pueden clasificarse de acuerdo a su geometría y contrapeso de las unidades en:
    – CONVENCIONAL
    Es la unidad más conocida y popular de todos los campos petroleros, por ventajas económicas, fácil operación y mantenimiento. El movimiento rotatorio del motor es trasmitido por medios de correas, a la caja de trasmisión la cual reduce la velocidad a través de un sistema de engranajes. Este movimiento más lento es comunicado a la viga viajera mediante conexión biela /manivela y convertidor alternativo vertical que se refleja en la barra pulida.
    – UNITORQUE
    La unidad unitorque (Mark II), es un diseño que parte del modelo convencional, se caracteriza por ser capas de soportar más fluido sin necesidad de sobre cargar el equipo, aunque es mas costoso manufactura.
    Su estructura y requiere mayor contra-balance. El balanceo de esta unidad se hace en la manivela y su requerimiento adicional es para contrarrestar el balance estructural originado por su geometría de fabricación.
    – BALANCEADA POR AIRE
    Se caracteriza por utilizar un cilindro con aire comprimido en lugar de usar pesas de hierro, su costo por trasporte e instalación es mas económica que las convencionales por lo cual puede ser usada costa afuera o cuando es necesario mover con frecuencia la unidad, el mantenimiento del cilindro de aire, pistón compresor y controles de neumáticos, lo hacen ser la unidad mas costosa en cuanto a operaciones, pero son mas resistentes a cargas que las convencionales.

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

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

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

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

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

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

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

    “PQV 7C”
    Adriana Moreno 19.458.573
    Argelis Hernadez 19.016.846
    Anggelo Vasquez 19.826.081
    Johan Borregales 17.085.623
    Carlos Colina 18.831.004
    Elvis Omaña 19.340.562

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