Bombas

Bomba de cavidad progresiva. El fluido del pozo es elevado por la acción de un
elemento rotativo de geometríahelicoidal (rotor) dentro de un alojamiento semielástico de igual geometría(estator) que permanece estático. El efecto resultante de la rotación del rotor es el desplazamiento hacia arriba de los fluidos que llenan las cavidades formadas entre rotor y estator.
Capacidad de Producción Laperdida de energía en forma de presión a través de cada componente, depende de las características de los fluidos producidos y, especialmente, del caudal del flujo transportado, de tal manera que la capacidad de producción del sistema responde a un balance entre la capacidad de aporte de energía del yacimiento y la demanda de energía de la instalación para transportar los fluidos hasta lasuperficie. Flujo Continuo o Estacionario Es un tipo de flujo donde la distribución de presión a lo largo del área de drenaje no cambia con el tiempo, (dp/dt=0), se presenta cuando se estabiliza la distribución de presión en el área de drenaje de un pozo perteneciente a un yacimiento lo suficientemente grande, o asociado a un gran acuífero, de tal forma que en el borde exterior de dicha área existe flujopara mantener constante la presión (pws). En este periodo de flujo el diferencial de presión a través del área de drenaje es constante y está representado por la diferencia entre la presión en el radio externo del drenaje, pws a una distancia re del centro del pozo, y la presión fluyente en la cara de la arena, pwfs a una distancia rw o radio del pozo; ambas presiones deben ser referidas a lamisma profundidad y por lo general se utiliza el punto medio de las perforaciones o cañoneo. Para cada valor de este diferencial (pws-pwfs), tradicionalmente conocida como “Drawdown”, se establecerá el caudal de flujo del yacimiento hacia el pozo.
Estado de flujo continúo de un líquido (psw constante en el límite exterior)
Donde: K= permeabilidad absoluta promedio horizontal del área de drenaje, mdh= espesor de la arena neta petrolífera pws= presión del yacimiento a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm pwfs= presión del fondo fluyente a nivel de las perforaciones, a r=re, lpcm re= radio de drenaje, ft rw= radio del pozo, ft a´qo= factor de turbulencia de flujo (insignificante para alta ko y bajas qo) este término se incluye para considerar flujo no-Darcy alrededor del pozo μo=viscosidad del petróleo a la presión promedio, cps βo= ko= factor volumétrico de la del formación a la presión promedio, BY/BN permeabilidad efectiva petróleo (ko=kro.k), md
Prueba de Pozos de Gas: Uno de los métodos de levantamiento artificial más utilizado en la industria petrolera es la inyección de gas, también conocido como LAG (levantamiento artificial por gas). Este consiste como su nombre loindica en inyectar gas a alta presión en la tubería del pozo, ya sea de manera continua para aligerar la columna hidrostática en la tubería de producción (flujo continuo), o a intervalos regulares para desplazar los fluidos hacia la superficie en forma de tapones de líquidos (flujo intermitente).

El gas inyectado hace que el fluido llegue a la superficie debido a la acción de alguno de lossiguientes mecanismos o a la combinación de los mismos:

a) Reducción de la presión que ejerce el fluido en la tubería de producción frente a la formación, mediante la disminución de su densidad.
b) Expansión del gas inyectado.
c) Desplazamiento del fluido por alta presión del gas.
Objetivo del Método
a) Arrancar los pozos que producen por flujo natural.
b) Incrementar la producción de los pozosque declinan naturalmente, pero que aún producen sin necesidad de utilizar métodos artificiales.
c) Descargar los fluidos de los pozos de gas.
d) Realizar contra flujo de pozos de agua.

Principalmente existen dos tipos de LAG: por flujo de gas continuo y por flujo de gas intermitente El flujo de gas continuo consiste en inyectar en inyectar constantemente gas hacia la columna de fluidos...