clase

1. Mejoramiento de la reducción de riesgo y eficiencia por medio de la
limpieza de pozos
La acumulación de arena y sólidos en los pozos perjudica significativamente la pro-
ducción de petróleo y gas. De hecho, prácticamente la mitad de las operaciones con
tubería flexible (TF)(1) conllevan trabajos de limpieza de pozos para la remoción de los
escombros. La integración innovadora de equipos, los programas de computación, los
sistemas de limpieza a base de fluidos y la vigilancia rutinaria de los tratamientos ayuda
a los ingenieros a reducir el costo y el riesgo de las operaciones de limpieza de pozos y
restituye la producción en menos tiempo.
El movimiento de la arena y la acumulación de escombros pueden producir un impacto
considerable sobre el flujo de fluido. En la superficie, un río puede depositar un
volumen tan grande de limo que llega a obstaculizar su propio flujo, modificando su
curso y amenazando quizás las zonas agrícolas y las comunidades. De un modo similar,
en un pozo, el influjo de arena puede afectar o detener el flujo de petróleo proveniente
de un yacimiento.
El relleno de arena y los escombros no son problemas nuevos con los pozos de petróleo.
Varias generaciones de ingenieros de campos petroleros han tenido que enfrentar el
desafío de mantener sus pozos limpios. En el año 1901, del Pozo Clement N° 1 situado
en el sudoeste de Luisiana, EUA, y perteneciente a Jennings Oil Company, salían a
borbotones unos 7,000 bbl/d de petróleo, lamentablemente para estos primeros pioneros
de la industria petrolera, la prosperidad duró poco. Luego de siete horas de producción,
la arena de formación taponó más de 1,000 pies de tubería de revestimiento,
extinguiendo la producción de petróleo y con ella todos los sueños de opulencia y
riqueza. Los esfuerzos por remover la arena de este pozo finalmente fracasaron y se
procedió a abandonar el área prospectiva.
Aproximadamente para la misma época, los exploradores de petróleo de Texas
comenzaron a utilizar una técnica innovadora para evitar que declinara la producción de
petróleo, utilizando el torpedo. Un "torpedista" bajaba cuidadosamente en el pozo
cantidades sustanciales de nitroglicerina. Una vez que los recipientes con nitroglicerina
alcanzaban su objetivo, se dejaba caer un peso en el pozo, poniéndose en marcha una
secuencia de eventos que culminaban con una explosión espectacular y, con un poco de
suerte, estimulaban el pozo removiendo sus escombros y reiniciando la producción a la
normalidad.
Hoy en día, los ingenieros utilizan métodos más seguros y más eficaces para eliminar la
arena y otros escombros del pozo. Los procesos de limpieza de pozos cuidadosamente
diseñados e integrados ahorran tiempo, reducen costos y riesgos, así como también
mejoran la eficiencia operacional, permitiendo al mismo tiempo que los operadores
produzcan más petróleo.
El relleno del pozo constituye una preocupación importante para los operadores de todo
el mundo. Este problema, que inhibe la producción, se encara normalmente a través de
intervenciones con tubería flexible. No obstante, a medida que aumenta la complejidad
de los pozos y de las terminaciones y la producción de reservas se lleva a cabo en
condiciones cada vez más dificultosas, se presentan ambientes en los que las técnicas de
limpieza con TF convencionales no resultan adecuadas para una remoción efectiva del
relleno.
Las operaciones de limpieza de pozos constituyeron unas de las primeras aplicaciones
para los servicios de TF. Las estimaciones globales indican que casi un 50% de las

2. operaciones con TF se llevan a cabo para remobor sólidos y escombros móviles, tales
como arena prodicida o restos de apuntalante provenientes de los tratamientos de
fracturamiento hidráulicos.
La técnica más común para la limpieza de pozos desviados utiliza una herramienta de
limpieza por chorro que se baja en el pozo con TF. Cuan grande es el bocado tomado y
cuánto se sube la herramienta en dirección a la superficie dependen de numerosos
factores inclu0yendo el gasto (la tasa de flujo), el tipo de relleno, el diámetro de la
tubería de producción y de la tubería de revestimiento, el fluido de limpieza utilizado, el
diseño de las boquillas, la presión de fondo de pozo y la trayectoria del pozo.
Ocasionalmente, el barrido tendrá que ser llevado nuevamente a la superficie antes de
proceder a tomar el siguiente bocado. Una vez que el relleno ha sido barrido en sentido
ascendente hasta una profundidad predeterminada, se hace retornar la herramienta al
fondo para tomar el siguiente bocado de relleno. El proceso se reitera hasta que todo el
relleno ha sido movilizado y removido del pozo.
La herramienta de limpieza por chorro, o boquilla de lavado, generalmente está
diseñada para producir turbulencia en el fluido, lo que ayuda a movilizar y dejar en
suspensión las partículas sólidas. No obstante, en lo que respecta a los pozos inclinados,
la turbulencia se reduce al aumentar la distancia con respecto a las boquillas y los
sólidos a menudo forman capas en el lado bajo del pozo al caer, o desprenderse, de la
suspensión. A medida que aumenta la altura de esta capa de sólidos, se dispone de
menos sección transversal de pozo para el flujo, de manera que la velocidad del fluido a
lo largo de la superficie de la capa aumenta hasta que alcanza una velocidad de
movilización crítica. Una vez alcanzada esta velocidad, la totalidad o parte del relleno
se dispersa, se vuelve a mezclar con el fluido de limpieza y es transportado hacia la
superficie, formando a menudo una nueva capa un poco más arriba dentro del pozo.
Pasos del proceso de limpieza.
Un proceso de limpieza de pozo típico consta de varios pasos.
 Primero, se baja la herramienta de limpieza con TF hasta el tope del relleno (A).
En la imagen (B), la herramienta penetra en el relleno durante la circulación,
lava y moviliza los sólidos y toma un bocado.

3.  Luego, en la imagen (C), se ha alcanzado una longitud de bocado previamente
planificada y se está subiendo la herramienta de limpieza por chorro hacia el
extremo superior de la tubería de revestimiento corta, para dar comienzo al
proceso de barrido. En la imagen (D), el relleno está siendo barrido a través de
una porción de la sección angular crítica (40 a 65 grados) del pozo.
En general, una vez que los sólidos son barridos hacia el extremo superior de la tubería
de revestimiento corta, la boquilla vuelve al fondo, se toma el siguiente bocado y el
proceso se repite hasta remover todos los sólidos del pozo.
En relacion a la eficiencia es esencial en la optimización de la producción proveniente
de campos petroleros en proceso de maduración y yacimientos que resultan difíciles de
producir. A través de la comprensión de las interrelaciones y las sinergias potenciales de
los elementos del proceso, emergen nuevas tecnologías que ayudan a los operadores a

4. volver a poner en producción los pozos en menos tiempo. Al reducirse el tiempo no
productivo, se reducen también los costos y se incrementa el rendimiento del campo.
La comprensión de los elementos clave del proceso no siempre es directa y a menudo
requiere los conocimientos de especialistas de diversas disciplinas. Por ejemplo, los
químicos generalmente elaboran fluidos de limpieza, mientras que los ingenieros
mecánicos y los especialistas en mecánica de fluidos desarrollan la tecnología de las
boquillas; el sistema de limpieza de pozos integrado.
Los ingenieros poseen las herramientas y el soporte computacional para modelar y
ejecutar rápidamente iteraciones múltiples y optimizar el desempeño de los sistemas de
limpieza para la mayoría de las condiciones y requisitos de los pozos. La integración
exitosa de los procesos de limpieza de pozos está ayudando a muchos operadores a
mantener el petróleo fluyendo de sus campos. Este conocimiento básico de los procesos
interdependientes mostrará el camino para la implementación de muchas más mejoras
en la eficiencia de tos sistemas de exploración y producción.
(1) Tubería flexible (TF) son los tramos continuos de tubería de acero de pequeñodiámetro,elequipo de
superficie relacionadoy las técnicasde reparación,perforación y terminación de pozos asociadas.Su
introducciónen las operacionesde campospetroleros a comienzos de la década de 1960. La tubería flexible se
enrolla en un carrete para su conservacióny transporte.Las sartas de tubería flexible pueden tenerunalongitud
de 9,450 m [31,000 pies]o superior,según eltamaño delcarrete y los diámetros de los tubos,que oscilan entre
1 y 41/2 pulgadas.Una unidadmotrizhidráulica,o aparato motriz, controladodesde una consola instalada en
una cabina de controlcentralaccionaelcabezaldel inyectorpara desplegary recuperarla tubería flexible. El
gran carrete de almacenamiento también aplica contratensiónsobre la tubería,esta pasa porencima de un
cuello de cisne y a través de un cabezaldelinyectorantes de suinserciónen un pozo a través delequipode
controlde pozo que consta típicamente de un prensaestopas,un tubo protongadory un conjuntode preventores
de reventón (BOP,porsus siglasen inglés)sobre elcabezaldelpozo.Este procesose invierte para recuperarla
tubería flexible y enrollarla nuevamente en elcarrete.
Perforación vertical, horizontal y direccional controlada.
En el pasado, la perforación direccional se utilizó para solucionar
problemas relacionados con herramientas o equipos dejadas dentro del hoyo, mantener
la verticalidad del pozo o para la perforación de un pozo de alivio para contrarrestar la
presión de fondo en un reventón.
En la actualidad, la perforación de pozos de hidrocarburos ha logrado grandes
progresos:
1. Desarrollado nuevas técnicas (muy avanzadas).
2. Diseñado y mejorado herramientas y taladros especiales.
La perforación direccional controlada es la ciencia que se ocupa de la desviación de un
hoyo a lo largo de un rumbo planificado, hacia un objetivo subterráneo localizado a una
distancia horizontal dada desde un punto directamente debajo del centro de la mesa

5. rotatoria de un taladro de perforación.
No es fácil mantener el hoyo en rigurosa verticalidad desde la superficie hasta la
profundidad final, mientras más profundo esté el yacimiento petrolífero, más control
exigirá la trayectoria de la mecha para mantener el hoyo recto. Esta verticalidad se ve
afectada por factores mecánicos y geológicos.
Factores Mecánicos:
−Características, diámetros y pesos de la sarta de perforación.
−Tipo de mecha.
−Velocidad de rotación de la sarta.
−Peso sobre la mecha.
−Tipo y propiedades del fluido de perforación.
−La hidráulica para garantizar la limpieza del fondo del hoyo y el transporte del ripio
hasta la superficie.
Factores Geológicos:
−Tienen que ver con la clase y constitución del material de las rocas, grado de dureza; el
buzamiento o inclinación.
Por tanto, es necesario verificar cada cierto tiempo y a intervalos determinados la
verticalidad convencional del hoyo, mediante registros y análisis de los factores
mencionados. En la práctica se acepta una cierta desviación del hoyo. Desde los
comienzos de la perforación rotatoria se ha tolerado que un hoyo es razonable y
convencionalmente vertical cuando su trayectoria no rebasa los límites del perímetro de
un cilindro imaginario, que se extiende desde la superficie hasta la profundidad total y
cuyo radio, desde el centro de la mesa rotatoria, toca las cuatro patas de la cabria.
Perforaciòn vertical.
De las experiencias derivadas de la desviación fortuita del hoyo durante la perforación
rotatoria normal, nació, progresó y se perfeccionó la tecnología de controlar
intencionalmente el grado de inclinación, el rumbo y el desplazamiento lateral para
llegar al objetivo seleccionado. Durante el proceso de desviación se realiza la
verificación y el control de la trayectoria del hoyo mediante la utilización de
instrumentos y/o registros directos electrónicos que al instante relacionan el
comportamiento de cada uno de los factores que influyen y permiten la desviación del
hoyo.
La perforación direccional es el proceso de direccionar el pozo a lo largo de una
trayectoria a un objetivo predeterminado. El control de la desviación es el proceso de
mantener el pozo con unos límites preestablecidos relacionados al ángulo de inclinación
y azimuth.
Perforacion direccional
Perforar en localizaciones inaccesibles: son aquellas áreas donde se encuentra algún tipo
de instalación, edificación, comunidades, zonas urbanas o por condiciones naturales

6. (lagunas, ríos, montañas, etc). Ejemplo: Costa Oriental del Lago.
Causas que originan la perforacion direccional
· Evitar perforar domos de sal: cuando el yacimiento a explotar se encuentra
entrampado baja la fachada de un domo salino y por razones operacionales no se desee
atravesar.
· Perforar múltiples pozos desde una misma plataforma o macolla: desde una misma
plataforma o macolla se pueden perforar varios pozos y reducir costos operacionales y
de instalaciones de facilidades de producción. Ejemplos: perforaciones costa afuera y en
macollas en la Faja Petrolífera del Orinoco.
· Perforar pozos de alivio: es aquel pozo perforado para controlar un pozo en reventón y
las operaciones para clausurar el pozo desde superficie se hacen muy difíciles. La idea
es contrarrestar las presiones que ocasionaron el reventón.
· Desviación de un hoyo perforado originalmente (Side Track): es el caso de un pozo, en
proceso de perforación, que no marcha según la trayectoria programada, bien sea por
problemas de operaciones o fenómenos inherentes a las formaciones atravesadas.
Ejemplo: no pudo recuperar pez en el hoyo, etc.
· Realizar control de desviación: ocurre esencialmente en pozos verticales en lo que se
atraviesan fallas, la cuales ocasionan una desviación natural de la trayectoria.
· Desarrollo múltiple del yacimiento: cuando se desea drenar más rápidamente el
yacimiento y aprovechar más eficazmente el espesor de los yacimientos. Ejemplo:
pozos horizontales y multilaterales.
· Razones Económicas: perforar en el continente es más barato que perforar costa
afuera.
Conceptos basicos de la perforación direccional.
· Profundidad Medida (MD): es la distancia o longitud del hoyo. Representa la
distancia de la trayectoria del pozo o la medición de la tubería en el hoyo.
· Profundidad Vertical Verdadera (“True Vertical Depth”): es la proyección de la
profundidad medida en la vertical. Representa la distancia vertical de cualquier punto
del hoyo al sistema de referencia.
· Desvío: es la distancia horizontal de cualquier punto del hoyo al eje vertical de
referencia, también se le conoce como desplazamiento o desviación horizontal.
· Punto de arranque (“Kickoff Point, KOP”): es la profundidad del hoyo en la cual se
coloca la herramienta de deflexión inicial y se comienza el desvío.
· Ángulode inclinación: esel ánguloformadodel pozoconrespectoala vertical.
· Tasa de incremento o disminucióndeángulo: eslacantidadde gradospor unidadde
longitudnecesariosparaincrementarodisminuirel ángulo.
· Dirección u orientación:ángulofueradel Norte oSur (haciael Este u Oeste),que muestrala
orientaciónyel desplazamiento.
· Azimuth:ángulodesde el Norte,endirecciónde lasagujasdel reloj,de ladesviacióndel
hoyo.
· Sección aumentada:seccióndel hoyo,despuésdel KOP,dondeel ángulode inclinación
aumenta.
· Sección tangencial:seccióndel hoyodonde el ángulode inclinaciónydirecciónpermanecen
constante.
· Sección de descenso:seccióndel hoyodonde el ángulode inclinacióndisminuye.

7. · Giro:es el movimientonecesariodesde lasuperficieparaobteneruncambiode direcciónu
orientación.
· Registro: esla mediciónpormediode instrumentos,delángulode inclinaciónydirecciónen
ciertopuntodel hoyo.
· Coordenadas:sonlasdistanciasenlasdireccionesN-SyE-Ode un puntodado.
· Rumbo:esla intersecciónentre el estratoyunplanohorizontal,medidodesde el planoN-S.
· Buzamiento:esel ánguloentre el planode estratificaciónde laformaciónyel plano
horizontal,medidoenunplanoperpendicularal rumbo
· “ Pata de Perro”: cualquier cambio severo de ángulo y trayectoria del pozo.
· Severidad de “Pata de Perro”: es la tasa de cambio del ángulo entre dos secciones,
expresado en grados por unidad de longitud.Objetivo (Target): es un punto fijo del
subsuelo que corresponde a la formación que debe ser penetrada por el pozo.
Libra por pulgada cuadrada
La libra-fuerzaporpulgada cuadrada, más conocidacomo psi
1 psi = 6894,75 pascales = 6,895 kPa
1 psi = 0,0689 bares
1 pascal = 0,000145 psi
14,7 psi = 1 atmósfera (1 psia)
14,7 psi = 1,013 Bar
1 kp/cm2 = 14,2065 psi
1 psi = 0.070307 kp/cm2
1 psi = 51.71493 mmHg
1 psi = 2.036 pulg. Hg
1 psi = 70.31 cm columna de agua (C.A)
1 psi = 0.068 atmósfera
Manómetroaneroide de doble escala:enkPa
(kilopascales)yenpsi (librasporpulgadacuadrada).
Bombas De Cavidad Progresiva

8. Una BCP consiste en una maquina rotativa de desplazamiento positivo,
compuesta por un rotor metálico, un estator cuyo material es elastomero
generalmente, un sistema motor y un sistema de acoples flexibles.
Equipos De superficie
 Cabezal Giratorio: Sostiene la sarta de cabillas y la hace rotar.
 Motor: Acciona el cabezal giratorio a través de poleas y cadenas.
 Barra Pulida y Grapa: Esta conectada a la sarta de cabillas y soportada
del cabezal giratorio mediante una grapa.
 Prensa Estopa: Sella espacios entre la barra pulida y la tubería de
producción.
Equipo De Subsuelo
 Tubería De Producción: Comunica la bomba de subsuelo con el
cabezal y la linea de flujo.
 Sarta De Cabillas: Conjunto de cabillas unidas entre si introducidas en
el pozo.
 Estator: Hélice doble interna, fabricada con un elastomero sintético
adherido dento de un tubo de acero.
 Rotor: Consiste en una hélice externa con un área de sección
transversal redondeada y tornada a precisión.
 Elastomero: Es una goma en forma de espiral y esta adherida a un tubo
de acero el cual forma el estator.
Diseño
Consiste en un engranaje helicoidal enroscado extremo simple (rotor), el cual
rota excentricamente dentro de un engranaje helicoidal enroscado interno doble
(estator).
Funcionamiento
Un motor transmite movimiento rotacional a una sarta de cabillas a través de
distintos engranajes, esta sarta de cabillas hacen girar al rotor, formando
cavidades progresivas ascendentes. El crudo se desplaza hasta la superficie
por efecto del rotor que gira dentro del estator fijo.
Ventajas
 Altas eficiencias volumétricas.
 Produce fluidos mas viscosos.
 Capacidad de bombear arena y gas libre.
 Buena resistencia a la abrasión.
 Utilizacion de motores mas pequeños y por ende menores costos de
levantamiento.
 Relativamente silenciosa.
 Menor costo de capital comparado con otros métodos de levantamiento
artificial.

9.  Ocupa poco espacio en la superficie.
Desventajas
 El elastomero se incha o deteriora en exposición a ciertos fluidos.
 El estator tiende a dañarse si la bomba trabaja al vació.
 La temperatura a la profundidad de la bomba afecta el elastomero.
 No opera con eficiencia a grandes extensiones de cabillas necesarias.
 No se emplea en crudo livianos.
Se sugiere utilizar las BCP con crudos entre 8 y 21 grados API y con bajó
contenido de aromáticos.
Aplicaciones
 Explotacion del petróleo pesado o liviano.
 Pozos Derivados.
 Explotacion de pozos de gas.
Conclusión
Aunque el sistema de bombeo puede parecer complejo, el principio de
funcionamiento de la BCP es sencillo, los componentes primordiales son el
rotor y el estator.
El desarrollo de las BCP en los últimos años ha estado dirigido principalmente
a la investigación de los materiales de fabricaciòn de las bombas. En este
sentido han desarrollado una amplia gama de elastomeros. También se han
hecho progresos en el área de automizacion de sistemas.