domingo, 31 de agosto de 2014

Las barrenas de cortadores fijos

Las barrenas de diamante tienen un diseño muy elemental. A diferencia de las trícónicas, carecen de partes móviles, aunque esta característica sería deseable. El material usado para su construcción, además de los diamantes, puede variar según el tipo de las barrenas y de las características de los fabrican tes. Normalmente el cuerpo fijo de la barrena puede ser de acero o de carburo de tungsteno (matriz) o una combinación de ambos. Estas barrenas de diamante son fabricadas con diamante natural o sintético, según el tipo y características de la misma. La dureza extrema y la alta conductividad térmica del diamante lo hacen un material con alta resistencia para perforar en formaciones duras a semiduras, y en algunos tipos de barrenas, hasta formaciones suaves. Las barrenas de diamante, a excepción de las barrenas PDC, no usan toberas de lodos para circular el fluido de control para aprovechar su hidráulica. Están diseñadas de tal manera que el fluido de perforación pueda pasar a través del centro de la misma, al- rededor de la cara de la barrena y entre los diamantes por unos canales llamados vías de agua o de circulación (figura 8).
Los conductos para encauzar el fluido de perforación (vías de agua), en las barrenas de diamantes no son tan variables como los de las barrenas de chorro con toberas. Estas tienen dos configuraciones básicas, el flujo contramatriz y el flujo radial, también existen variaciones de cada tipo, así como combinaciones de ambos. 
Por la configuración de este tipo de barrenas, el fondo del agujero se encuentra junto a las vías de circulación para crear restricciones al flujo, y así forzar el fluido de perforación a través del diamante para limpiar y enfriar la barrena y, a la vez, cortarla roca por fricción y compresión. Por lo general entre mas dura y más abrasiva sea la formación, más pequeño será el diamante que se debe usar en la barrena.

sábado, 30 de agosto de 2014

EL Código IADC para barrenas trícónicas

La Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC) ha desarrollado un sistema estandarizado para clasificar las barrenas tricórneas de rodillos (para roca). Se clasifican de acuerdo con el tipo (dientes de acero o de insertos), la clase de formación para la cual fueron diseñadas (en términos de serie y tipo), las características mecánicas, y en función del fabricante. El sistema de clasificación permite hacer comparaciones entre los tipos de barrena que ofrecen los fabricantes. Para evitar confusión entre los tipos de barrenas equivalentes en relación con sus distintos fabricantes la IADC creó el sistema (código IADC), de clasificación de tres dígitos, como se relaciona a continuación. El primer dígito. Identifica el tipo de estructura de corte y también el diseño de la estructura de corte con respecto al tipo de formación, como se relaciona a continuación: 
1. Dientes fresados para formación blanda. 
2. Dientes fresados para formación media. 
3. Dientes fresados para formación dura. 
4. Dientes de inserto de tugsteno para formación muy blanda. 
5. Dientes de inserto de tugsteno para formación blanda. 
6. Dientes de inserto de tugsteno para formación media. 
7. Dientes de inserto de tugsteno para formación dura. 
8. Dientes de inserto de tugsteno para formación extra dura. 
El segundo dígito. Identifica el grado de dureza de la formación en la cual se usará la barrena. Varía de suave a dura, como se relaciona a continuación: 
• Para formación suave 
• Para formación media suave 
• Para formación media dura 
 Para formación dura El tercer dígito. Identifica el sistema de rodamiento y lubricación de la barrena en ocho clasificaciones, como se indica a continuación: 
1. Con toberas para lodo y balero estándar 
2. De toberas para aire y/o lodo con dientes diseño en T y balero estándar 
3. Balero estándar con protección en el calibre 
4. Balero sellado autolubricable 
5. Balero sellado y protección al calibre 
6. Chumacera sellada 
7. Chumacera sellada y protección al calibre 
8. Para perforación direccíonal 
9. Otras La tabla 1 muestra en forma esquemática y generalizada, el código IADC descrito anteriormente para la selección y clasificaciones de barrenas trícónicas.

viernes, 29 de agosto de 2014

Sistemas de rodamiento - II

Como puede verse, el sistema depósitocompensador es similar al de los tipos de dientes. La diferencia más importante es que se emplea el anillo de goma ("O" ring) y además una superficie metal-metal reemplaza a los rodillos. El cojinete a fricción se vuelve el componente principal que soporta las cargas. Las superficies hermanadas de este cojinete son recubiertas con metales especiales que agregan una resistencia adicional al desgaste y mayor protección contra el engranamiento. Estos cojinetes son de vida más larga que la mayoría de las estructuras cortadoras actuales. 
Una variación del cojinete de chumacera se está empleando cada vez más en algunos de las barrenas con dientes de acero. La diferencia estriba en que, en este caso, no tienen las incrustaciones de aleación y que se le hace un tratamiento especial al metal del cojinete. Las superficies donde el perno del cojinete de chumacera hace contacto con el interior del cono son carburizadas, y luego, boronizadas o tratadas especialmente para aumentar la resistencia al desgaste y proporcionar mayor protección contra el engranamiento. Estos tratamientos son generalmente suficientes para equilibrar la vida del cojinete y de la estructura cortadora de dientes de acero. Cuerpo de la barrena. El cuerpo de la barrena consiste en: 
• Una conexión roscada que une la barrena con la tubería de perforación. 
• Tres ejes del cojinete en donde van montados los conos. 
• Los depósitos que contienen el lubricante para los cojinetes. 
• Los orificios a través de los cuales el fluido de perforación fluye para limpiar del fondo el recorte. Uno de los propósitos del cuerpo de la barrena es dirigir el fluido de perforación hacia donde hará la limpieza más efectiva del fondo del pozo. 
Anteriormente, estos orificios estaban ubicados para dirigir el fluido de perforación de forma tal que limpiaban los conos de la barrena. En la actualidad, la mayoría de las barrenas son del tipo a chorro, el cual apunta el fluido hasta el fondo del pozo (fig. 1). 
Las bombas modernas tienen suficiente potencia como para limpiar el fondo del pozo y también los cortadores. En algunas formaciones blandas, los chorros del fluido de perforación remueven el material por su propia fuerza. La erosión del fluido sobre el cuerpo de la barrena, proveniente de altas velocidades, se reduce a un mínimo con el empleo de las toberas de carburo de tungsteno. 
Las barrenas trícónicas, como se mencionó, son las más utilizadas en la actualidad para la perforación petrolera, y para otras aplicaciones como: pozos de agua, minería y geotermia. Cada compañía tiene sus propios diseños de barrenas trícónicas con características especificas del fabricante, pero de acuerdo con un código de estandarización emitido por la Asociación Internacional de Contratistas de Perforación (IADC). A continuación se explica la clasificación, selección y uso de las barrenas trícónicas de acuerdo con este código.

jueves, 28 de agosto de 2014

Sistemas de rodamiento - I

Existen tres diseños principales: Estándar con rodillos y balines Autolubricados con rodillos y balines De fricción autolubricados. El tipo de sistema depende de la economía de aplicación, y en función del lugar donde deberán ser empleados. Los cojinetes estándar aparecieron para reemplazar a los primeros cojinetes de fricción. Fueron lanzados al mercado en un momento en que solamente se podían conseguir barrenas de dientes de acero. Estos cojinetes operaban en contacto con el fluido de perforación y, en muchos casos, duraban tanto o más que la estructura cortadora. Sin embargo, en algunas zonas, y con algunos tipos de barrenas, estos cojinetes eran inadecuados en distintos grados. 
En las barrenas actuales, los cojinetes estándar se emplean en la parte superior de los pozos, en donde el tiempo de maniobras no es excesiva; además, en algunos casos, cuando la velocidad de rotación es alta, la pista de los rodillos absorbe la mayor porción de los empujes radiales sobre los cortadores y el cojinete de nariz absorbe una pequeña parte. Las superficies de empuje perpendicularal perno del cono y la del fondo están diseñadas para realizar los empujes hacia afuera. La pista de los balines mantiene los cortadores unidos y recibe los empujes de afuera hacia adentro. 
Cuando algunas partes del cojinete están gastadas, la pista de los balines también absorbe algunas cargas radiales y algunos empujes hacia afuera. No obstante que se realiza investigación permanente para solucionar el problema de los cojinetes, la introducción de los insertos de carburo de tungsteno como dientes lo ha agudizado. 
Además de los elementos del cojinete (balines y rodillos), éste requiere un depósito para la grasa, un compensador de presiones, un conducto que comunique a ambos y un sello. Aun en un ambiente lubricado, los cojinetes de rodillos después de un determinado tiempo fallarán por la propia fatiga del material. Sin embargo, la vida del cojinete es suficiente para algunas barrenas con dientes de acero. Así este tipo de cojinetes todavía se emplea en las barrenas para formaciones más blandas. 
Las estructuras cortadoras de insertos de carburo de tungsteno todavía duran más que el cojinete de rodillos y balines lubricados. Esto condujo al desarrollo de cojinetes de chumacera y de un nuevo sello.

miércoles, 27 de agosto de 2014

La estructura de corte.

Para entender cómo la geometría del cono puede afectar la forma en que los dientes cortan el terreno, se muestra esquemáticamente un cono en la figura 3. Dado que el cono tiene una superficie cónica única, con su eje en el centro de rotación de la barrena, rodará en el fondo del pozo sin ninguna acción de deslizamiento o arrastre. Los conos de las barrenas para formaciones blandas (fig. 5) se apartan sustancialmente de un verdadero rodamiento debido a que tienen dos ángulos de cono básicos, ninguno de los cuales tiene su centro en el centro de rotación de la barrena. La superficie exterior cónica tiende a rotar aproximadamente alrededor de su eje teórico y las hileras interiores cerca de un centro de su propio eje.
Como los conos están forzados a rotar alrededor del centro de la barrena, resbalan a medida que rotan y producen el escariado y paleo, que es la mejor manera de perforar en forma efectiva los terrenos blandos. Una acción más efectiva para incrementar la penetración en formaciones blandas, se obtiene con la excentricidad de los ejes de los conos (figura 6).
El cono que se muestra esquemáticamente en la figura 7 es el típico para formaciones duras. Los conos de una barrena para formación dura deben estar más cerca de un movimiento circular y, por lo tanto, tienen muy poca o ninguna excentricidad.

martes, 26 de agosto de 2014

Principios de diseño de las barrenas trícónicas

Las barrenas trícónicas cuentan con tres conos cortadores que giran sobre su propio eje. Varían de acuerdo con su estructura de corte, y pueden tener dientes de acero fresados o de insertos de carburo de tungsteno. También cambian en función de su sistema de rodamiento que puede tener balero estándar, balero sellado, chumacera, etc. Las barrenas trícónicas constan de tres importantes componentes: la estructura cortadora, los cojinetes y el cuerpo de la barrena. La estructura de corte, o cortadores, está montada sobre los cojinetes, los cuales corren sobre pernos y constituyen una parte integral del cuerpo de la barrena (figura 4).
Las cargas radiales son absorbidas por el elemento exterior más grande de los cojinetes, ya sea de rodillos, de balero sellado o de chumacera sellada, cerca de la punta del cono o de la base del mismo. Los cojinetes de balines sirven para retener los conos y, en algunos casos, para absorber ambas cargas, radiales y de hincamiento. La capacidad adicional del empuje hacia afuera del cojinete es proporcionada por superficies planas en el extremo interior del perno que sostiene el cojinete, entre el hombro de la pista de los rodillos y el cojinete de nariz. Los elementos del corte de la barrena de conos son hileras circunferenciales de dientes extendidas sobre cada cono, y entrelazadas entre las hileras de dientes de los conos adyacentes.
Actualmente se emplean en las barrenas dos distintos tipos de elementos de corte y tres tipos de cojinetes. Los elementos cortadores son los dientes de acero, maquinados desde un cono básico de material, o los insertos de carburo de tungsteno, colocados a presión en agujeros perforados en la superficie de los conos. Los cojinetes son de balines y rodillos, o sólo de balines, de balero sellado y de chumacera sellada. Aunque hay muchas diferencias en las barrenas, las consideraciones sobre el diseño básico son similares para todas. El espacio permitido a los diferentes componentes depende del tipo de formación que perforará la barrena. Por ejemplo, las barrenas para formaciones blandas, que requieren poco peso, tienen los cojinetes más pequeños, menor espesor de conos y la sección de las patas más delgada que la de las barrenas para formaciones duras. Esto permite más espacio para dientes largos. Las barrenas para formaciones duras, que deben perforar bajo grandes pesos, tienen elementos de corte más robustos, cojinetes más grandes y cuerpos más vigorosos.

lunes, 25 de agosto de 2014

Barrenas trícónicas

Las patentes de las barrenas trícónicas datan de antes de 1866. Sin embargo, solamente tres fueron emitidas antes del descubrimiento del Yacimiento de Spindletop, cerca de Beaumont, Texas, en 1901. En ese lugar se hicieron evidentes las ventajas del proceso rotario de perforación, y así fue reemplazando a los métodos anteriores. Su aceptación se debe a que es universal, tiene gran versatilidad y porsus buenos resultados en la perforación de pozos petroleros. Por esta razón, en este trabajo nos enfocaremos a este tipo de barrenas. 
Figura 1 Barrena tricónica.
Antecedentes 
Las barrenas trícónicas, como su nombre lo indica, tienen tres conos cortadores que giran sobre su propio eje, fueron introducidas entre 1931 y 1933. Básicamente similares a las modernas barrenas (fig. 1), fueron empleados para su construcción cojinetes antifricción y, en vez de tener los dientes en línea
sobre la longitud de un cono, cada hilera de dientes fue producida separadamente y escalonada con los dientes de las otras hileras. La figura 2 ¡lustra el escalonamiento de los dientes de acero de la hilera anterior respecto de la exterior. Esta característica dobla la velocidad de penetración y los metros (pies) por barrena; así, sucesivamente siguieron muchas mejoras en los cojinetes y en la estructura cortadora hasta 1948 con la introducción de las barrenas a chorro (fig. 1). 
Las toberas en las barrenas de este tipo envían el fluido de perforación a alta velocidad contra el fondo del pozo para remover y levantar las partículas a medida que la barrena afloja el terreno. Una importante modificación de las barrenas fue el empleo de insertos de carburo de tungsteno como elementos cortantes. Dichas barrenas, aparecidas en 1951, tenían insertos cilindricos de carburo de tungsteno que estaban redondeados en sus extremos, colocados a presión en agujeros patrones y hechos en los conos para formar la estructura cortadora. 
El primitivo extremo ovoide del inserto tenía la resistencia y capacidad de trituración necesarias para perforar de tres a diez veces más que las barrenas con dientes de acero en la formación más dura como pedernal. Generalmente, duraban más que los mejores cojinetes disponibles hasta entonces. En 1959, la primera aplicación práctica del balero sellado, del compensador de presión y del sistema de autocontenido de lubricación, proporcionó a los cojinetes de rodillos la ayuda necesaria para prolongar la vida de la barrena (fig. 5). 
Pero esto no fue adecuado para las barrenas con insertos de carburo de tungsteno. El más reciente y espectacular progreso llegó en 1969 con la introducción del cojinete de fricción (chumacera sellada). La duración de este cojinete fue pareja a la de los insertos de carburo de tungsteno en la estructura cortadora. Gracias a este adelanto, la vida de la barrena llegó a cuadruplicarse.

domingo, 24 de agosto de 2014

TIPOS DE BARRENAS

Las patentes de las primeras barrenas para perforación surgieron en 1901 paralelamente a los primeros descubrimientos de yacimientos petroleros. En cuanto a su diseño e ingeniería, en la actualidad han mejorado notablemente sus características físicas y mecá nicas; su duración y funcionamiento también han evolucionado y así se ha logrado un mejor rendimiento y desempeño en la perforación de los pozos. Durante casi una década la industria petrolera utilizó de manera rudimentaria, pero efectiva, la perforación con pulseta y con diferentes tipos de barrenas: las de arrastre, de discos, de rodillos en cruz, de uno y dos conos, así como las de diamantes que han sido empleadas extensamente. En las barrenas de diamantes, recientemente se han logrado algunos progresos. Sin embargo, la barrena tricórnea se emplea de manera universal y casi exclusivamente en la perforación rotaría. En este trabajo sólo se describirán las barrenas usadas en la actualidad. Los tipos de barrenas más utilizados para la perforación de pozos petroleros, así como el empleo de barrenas para operaciones especiales, se clasifican genéricamente de la siguiente manera:  
Barrenas tricó nicas 
• Antecedentes 
• Principios de diseño 
• Código IADC para barrenas tricórneas 
Barrenas de cortadores fijos 
• Código IADC para barrenas de cortadores fijos 
• Barrenas de diamante natural 
• Barrenas de diamante policristalino térmicamente estable (TSP) = thermally Stable polycrystaline 
• Barrenas compactas de diamante policristalino (PDC)= polycrystaline diamond Compact 
 Barrenas especiales 
• Barrenas desviadoras 
• Barrenas monocónicas 
• Barrenas especiales

sábado, 23 de agosto de 2014

Principios

Para realizar la perforación, las barrenas funcionan con base en dos principios esenciales: fallar la roca venciendo sus esfuerzos de corte y de compresión. El principio de ataque de la barrena se realiza mediante la incrustación de sus dientes en la formación y posteriormente en el corte de la roca al desplazarse dentro de ella; o bien, mediante el cizallamiento generado por los cortadores de la barrena y que vence la resistencia de la roca. De ahí que se distingan dos tipos fundamentales de barrenas: de dientes y de arrastre. La forma de ataque dependerá del tipo y características de la roca que se desea cortar, principalmente en función de su dureza. Este factor resulta muy importante en la clasificación de las barrenas. 
Por ejemplo, para formaciones suaves la mecánica preferencial es el paleado y escareado que proporcionan las barrenas de dientes; mientras que en formaciones duras es preferible usar barrenas de arrastre; sin embargo, es el grado de dureza lo que determinará el tipo de barrena y el principio de ataque.

viernes, 22 de agosto de 2014

INTRODUCCIÓN Y DEFINICIONES

El método rotatorio de perforación de un agujero implica invariablemente el empleo de una barrena. Es la herramienta clave para el ingeniero de perforación: su correcta selección y las condiciones óptimas de operación son las dos premisas esenciales para lograr éxito en el proceso. En la actualidad existe gran variedad de barrenas fabricadas por varias compañías para diferentes procesos del trabajo. Por ello, el diseñador debe examinar adecuadamente las condiciones de la formación que se pretende perforar y el equipo disponible. Es imprescindible, por lo tanto, que el ingeniero en perforación domine los fundamentos del diseño de las barrenas y sea capaz de entender sus comportamientos para lograr una adecuada selección. 
Definición 
Barrena es la herramienta de corte localizada en el extremo inferior de la sarta de perforación que se utiliza para cortar o triturar la formación durante el proceso de la perforación rotatoria. 
Información requerida 
Para seleccionar la barrena adecuada se deben analizar un gran número de variables que interactúan entre sí. Por esta razón es indispensable conocer: 
• La evaluación del desgaste de las barrenas previamente empleadas. 
• Los rendimientos obtenidos en pozos vecinos. 
• Los registros geofísicos de pozos vecinos y del mismo pozo (si se tienen). 
• Los datos sísmicos del área. 
• El software especializado en cálculo y análisis para la selección. 
• Las propiedades de los fluidos de perforación por emplearse en función de la barrena elegida. 
• Las tablas e información geológica. 
• Los catálogos de barrenas. 
• Los boletines sobre las características de las barrenas. 
• Las tablas comparativas de barrenas. 
• Las clasificaciones de barrenas (ejemplo del IADC) International Association of Drilling Contractors.

miércoles, 20 de agosto de 2014

Bibliografía - V

Guthrie, R.K. y Greenberger, M.H.: The Use of Múltiple Correlation Analysis for Interpreting Petroleum Engineering Data, Drill, and Prod. Prac., API (1955) 130-137.
Habermann, B.: The Efíiciency of Miscibie Displacement as a Function of Mobility Ratio, Trans.AIME (1960) 219,264-272.
Hagoort, J.: Measurement of Relative Permeabiiity for Computer Modeiling/Reservoir Simulation; Oil and Gas Journal (Febr. 20, 1984) 62-68.
Hall, H.N.: How to Analize Waterflood Injection Well Performance, World Oil (Oct. 1963) 128.
Hasan, S.M.: Curry Unit: A Successful Waterflood in a Depleted Carbonate Reservoir With High Gas Saturation, trabajo SPE 4602, presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Las Vegas, Nevada (Sept. 1973), (JPT 1974:1359).
Hauber, W.C.: Prediction of Waterflood Performance for Arbitrary Well Pattems and Mobility Ratios, JPT (En. 1964) 95-103.
Hiatt, W.N.: Injected-Fluid Coverage of Multi-Well Reservoirs with Permeabiiity Stratification, Drill, and Prod. Prac., API (1958) 165-194.
Higgins, R.V. y Leighton, A.J.: Computer Prediction of Water Drive of Oil and Gas Mixtures through inegularly Bounded Porous Media- Three Phase Flow. JPT (Sept. 1962) 1048-1054.
Higgins, R. y Leighton, A.: A Computer Method to Calcúlate Two-Phase Flow in any lrregulary Bounded Porous Médium, Trans., AIME (1992) 225,679-683.
Holm, L.W. y Josendal, V.A.: Effectof Oil Composition on Miscibie Type Displacement by Carbón Dioxide, Proc. ¡"Joint SPE/DOE Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa (Abril 20-23, 1980)33.

Holmgren, C.R. y Morse, R.A.: Effect of Free Gas Saturation on Oil Recovery by Water Flooding, Trans., AIME (1951) 192, 135-140.
Justus, J.B., Cassingham, R.W., Blomberg, C.R. y Ashby, W.H.: Pressure Maintenance by Gas Injection in the Brookhaven Field, Mississippi, Trans., AIME (1954) 201,97-107.
Kimbler, O., Caudle, B. y Cooper, H., Jr.: Areal Sweepout Behavior in a Nine-Spot Injection Pattem, JPT (Febr. 1964) 199-202.
Klins, M.: Carbón Dioxide Flooding, IHDRC Publishers, Boston (1984).
Lake, L.: Enhanced Oil Recovery, Prentlce Hall, Englewood Cliffs, New Jersey (1989).
Lamus, J.: Estado del Arte sobre Métodos de Recuperación Mejorada de Petróleo: Criterios de Selección y Aspectos Técnicos, Visión Tecnológica, Vol. 4, N° 2, Centro de Información Técnica, PDVSA, 1NTEVEP (1997).
Lamus, J.: Tendencias en Recuperación Mejorada de Petróleo, Visión Tecnológica, Vol. 6, N° 2, Centro de Información Técnica, PDVSA, INTEVEP (1999).
Land, C.S.: Calculation of imbibitíon Relatíve Permeabiiity for Two and Three Phase Flow from Rock Properties, SP£/ (Junio 1968) 149-156.
Latil, M.: Enhanced Oil Recovery, lnstitut Franjáis du Petrolé Publications, Editions Technip (1980).
Law, J.: A Statistical Approach to the Interstitial Heterogenity of Sand Reservoirs, Trans., AIME (1944) 155,202-222.
Leas, W.J., Jenks, L.H. y Russell, Ch.D.: Relative Permeabiiity to Gas, Trans., AIME (1950) 189, 65-72.

martes, 19 de agosto de 2014

Bibliografía - IV

Farouq Alí, S.M.y Ferrer, J.: State of The Art of Thermal Recovery Models, Journal of Energy Resources Technology (Dic. 1981) Vol. 103.
Farouq Alí, S.M.: Steam Injection Theories-A Unified Approach, trabajo SPE 10746 presentado en la Reunión Regional de la SPE en California (Marzo 24-26,1982).
Farouq Alí, S.M.: Practical Heavy Oil Recovery Course (2001).
Farouq Alí, S.M. y Thomas, S.: The Promise and Problems of Enhanced Oil Recovery Methods, JCPT (Sept. 1996) Vol. 35, N° 7.
Farouq Alí, S.M. y Thomas, S.: Enhanced Oil Recovery-What We Have Learned, JCPT (Febr. 2000) Vol. 39, N° 2.
Farouq Alí, S.M.: Oil Recovery by Steam Injection, Producers Publishing Company, Inc. Bradford, Pennsylvania (1970) 74-77.
Fay, C. y Prats, M.: The Application of Numerical Methods to Cycling and Flooding Problems, Proc. Third World Petroleum Congress, The llague (1951) Seclion 11,555.
Felber, B.: EOR/IOR Overview, JPT (En. 2001) 48-58.
Feisenthal, M. y Yuster, S.T.: A Study of the Effect of Viscosity in Oil Recovery by Waterflooding, trabajo N° 163-G presentado en la reunión del SPE West Coast en Los Angeles (Oct. 25-26, 1951).
Ferrer, J.: Mantenimiento de Presión por Inyección de Gas, Tesis de Grado, Escuela de Petróleo, Facultad de ingeniería, Universidad del Zulia (1964).
Ferrer, J.: Notas sobre Métodos de Predicción de la Recuperación Secundaria de Petróleo por Inyección de Agua, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1970).

Ferrer, J.: Recuperación de Petróleo por Métodos Térmicos, Petróleo y Tecnología (En.-Febr. 1977) Vol.l.N0 1,33-44.
Ferrer, J.: El Seguimiento a Proyectos de inyección de Agua, MARAVEN, Gerencia de Ingeniería de
Petróleo, Maracaibo (Julio 1997).
Ferrer, J., Parra, N., y Maggioto, R.: Factibilidad de la Recuperación Mejorada de Crudos en Venezuela, II Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudo, Maracaibo-Venezuela (Feb. 24-27, 1987).
Fettke, C.R.: The Bradford Oil Field, Pennsylvania and New York, Bull. M. 21, Pennsylvania Geological Survey, Fourth Series (1938) 298-301.
Finol, A. y Ferrer, J.: Desplazamientos Inmiscibles, Escuela de Petróleo, Facultad de Ingeniería, Universidad del Zulia (1976).
French, R.L., Brimhall, R.M., y Wu, C.H.: A Statistical and Economic Analysis of Incrementa! Waterflood Infill Drilling Recoveries in West Texas Carbonate Reservoirs, trabajo SPE 22624, presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9,1991).
Frick, Th.C. y Taylor, R.W.: Petroleum Production Handbook, McGraw Hill Book Company, Inc. New York (1962) II.
Gates, J.I. y Tempelaar-Lietz, W.: Relative Permeabilities of California Cores by the Capillary Pressure Method, Drill, and Prod. Prac., API (1950) 285.
Goddin, C.S., Jr., Craig, F.F., Jr., Wilkes, J.O. y Tek, M.R.: A Numérica! Study of Waterflood Performance inaStratified System with Crossflow, Trans., AIME 237, JPT (Junio 1966) 765-771.
González, M.: Esquema de explotación basado en inyección de fluidos. Caso LL 05, Jomadas Nacionales de Recuperación Mejorada (Abril 27-28,2001).
Gorell, S.B.: Implications of Walter-Alternate-Gas Injection for Profile Control and Injectivity, trabajo SPE/DOE 20210 presentado en el SPE/DOE Seventh Symposium on Enhanced Oil Recovery, Tulsa, Oklahoma (Abril 22-25, 1990).

lunes, 18 de agosto de 2014

Bibliografía - III

Chatenever, A. y Calhoun, J.C. Jr.: Visual Examination of Fluid Behavior in Porous Media-Part I, Trans.. AIME (1952) 195, 149-156.
Cheek, R. y Menzie, D.: Fluid Mapper Model Studies of Mobility Ratio, Trans. AIME (1955) 204,278.
Ching, H.W., Laughlin, BA y Jardon, M.: Infill Drilling Enhances Waterflood Recovery, JPT (Oct. 1989).
Clark, N.J.: Elements of Petroleum Reservoirs, SPE Henry L. Doherty Series, Dallas, TX (1969).
Colina, J.U.: La Recuperación Secundaria y Mejorada en los Yacimientos de Lagoven en el Occidente del País, I Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudo, Maracaibo (1985).
Corey, A.T.: The Interrelation Between Gas and Oil Relative Permeabilities, Prod. Monthly (Nov., 1954)19-11,33-41.
Corpoven, S.A.: Predicción del Recobro por Inyección de Agua o Gas para los Yacimientos del Oriente de Venezuela, trabajo realizado por la TOTAL (Ag. 1984).
Craft, B. y Hawkins, M.: Applied Petroleum Reservoir Engineering, Prentlce Hall. Inc., Englewood Cliffs, N.J., (1959).
Craft, B. y Hawkins, M.: Ingeniería Aplicada de Yacimientos Petrolíferos, Editorial Tecnos, SA (1968).
Craig, F.F., Jr.: The Reseivoir Engineering Aspects ofWaterflooding, Monograph Series, SPE, Richardson, TX (1971) 3.

Craig, F.F., Jr.: Aspectos de Ingeniería de la Inyección de Agua, Monografía, Serie Henry L. Doherty, SPF., New York, (1982) 3.

Craig, F.F., Jr., Sanderlin, J.L. Moore, D.W. y Geffen, T.M.: A Laboratory Study of Gravity Segregation in Frontal Drives, Trans., AIME (1957) 210,275-282.
D'Orazio, F., Rondón, L„ Rubio, R„ Páez, E., Ziritt, J., Rivas, O. y Paz, F.: Pruebas Piloto de Inyección Alternada con Vapor con Surfactantes, II Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudo SRM 289, Maracaibo-Venezuela (Febr. 24-27,1987).
Dake, L.P.: Fundamentáis of Reservoir Engineering, Elsevier Scientific Publishing Co.Inc. Amsterdam, The Netherlands (1978).
Dake, L.P.: The Practice of Reservoir Engineering, Elsevier Scientific Publishing Co. Inc. Amsterdam, The Netherlands (1994).
Dardaganian, S.G.: The Application of the Buckley-Leverett Frontal Advance Theory to Petroleum Recovery, Trans., AIME (1958) 213,365-368.
Davies, L., Silberberg, I. y Caudle, B.: A Method of Predicting Oil Recovery in a Five-Spot Steamflood, Trans., AIME (1968) 243, 1050-1058.
Deepe, J.C.: Injection Rates-The Effect of Mobility Ratio, Area Swept, and Pattem, SPEJ (Junio 1961)81-91.
Díaz, M.A.: La inyección de Gas y Agua en Yacimientos de LAGOVEN, Seminario sobre Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos Venezolanos. Petróleos de Venezuela, Caraballeda (Mayo 7-10, 1980).

domingo, 17 de agosto de 2014

Bibliografía - II

Benner, F.C. y Bartell, F.E.: Drill. andProd. Prac., API (1941) 341.
Berry, V.J. Jr. y Parrish, D.R.: A Theoretical Analysis of Heat Flow in Reverse Combustión, Trans.
AIME (1960) 219, 124-131.
Bobek, J.E., Mattax, C.C. y Denekas, M.O.: Reservoir Rock Wettability - Its Significance and Evaluation, Trans., AIME (1958) 213, 155.
Boberg, T.: Thermal Methods ofOil Recovery, An Exxon Monograph, John Wiley & Sons, Inc. (1988).
Bradley, H., Heller, J. y Odeh, A.: A Potentlomelric Study of the Effects of Mobility Ratio on Reservoir Flow Patterns, SPEJ (Sept. 1961) 125-129.
Breul, T.: Foam Stability Effectiveness and Efficiency of Surfactants, 111 Simposio Internacional sobre Recuperación Mejorada de Crudos, SRM 3 133, Tomo II, Maracaibo, Venezuela (Febr. 19-22, 1989).
Buckley, S.E. y Leverett, M.C.: Mechanisms of Fluid Displacement in Sands, Trans., AIME (1942)
146, 107-116.
Burton, M.B., Jr. y Crawford, P.B.: Application of the Gelatin Model for Studying Mobility Ratio Effects, Trans., AIME (1956) 207, 333-337.
Butler, R.: Steam Assisted Gravity Drainage Concept, Development, Performance and Future, JCPT (Febr. 1994) 44-50.
Calhoun, J.C.: Fundamentáis of Reservoir Engineering, University of Oklahoma Press, NormanOklahoma (Junio 1957) 340-382.

Carll.J.F.: The Geology of the Oil Regions ofWarren, Venango, Clarion and Butler Counties, Pennsylvania, Second Geological Survey of Pennsyivania (1880) III, 1875- 1879.
Castillo, I.: Recuperación Secundaria por Inyección de Agua en Yacimientos de Baja Permeabili-
dad, VIII Jomadas Técnicas de Petróleo, Puerto La Cruz (Mayo 31-Junio 3,1989).
Caudle, B.H. y Dyes, A.B.: Improving Miscible Displacement by Gas- Water Injection, Trans. AIME
(1958)213,281-284.
Caudle, B.H., Hickman, B.M. y Silberberg, I.H.: Performance of the Skewed Four-Spot Injection Pattem, JPT (Nov. 1968) 1315-1319.
Caudle, B.H., Slobod, R.L. y Brownscombe, E.R.: Further Developments in the Laboratory Determination of Relative Permeabilily, Trans., AIME (1951) 192, 145-150.
Caudle, B.H. y Witte, M.D.: Prediction Potential Changes During Sweepout in a Five-Spot Pattem, Trans., AIME (1959) 216, 446-448.
Caudle, B.H. y Loncaric, I.G.: Oil Recovery in Five-Spot Pilot Floods, Trans., AIME (1960) 219, 132-136.
Centro Internacional de Educación y Desarrollo de PDVSA (CIED): Recuperación Mejorada de Crudos, Primera Edición (1998).
Chang, H. L.: Polymer Flooding Technology-Yesterday, Today and Tomorrow, JPT (Ag. 1978) 113-128.

sábado, 16 de agosto de 2014

Bibliografía - I

Alt, N., Singh, P.K., Peng, C.P., Shiralkar, G.S., Moschovidis, Z. y Baack, W.L.: Injection Above - Parting - Pressure Waterflood Pilol, Vaihall Field, Norway, trabajo SPE 22893 presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9,1991).
Alund, L.R.: EOR Projects Decline, but C02 Pushes Up Production; Oil and Gas Journal (Abril 1988) 33-73.
Alvarado, D. y Banzer, C.: Recuperación Térmica de Petróleo, Universidad del Zulia, Escuela de Petróleo, Maracaibo-Venezuela (1993).
Amix, J.W., Bass, D.M., Jr. y Whiting, R.L.: Petroleum Reservoir Engineering, McGraw-Hill Book Co, New York City (1960).
Amott, E.: Observations Relating to the Wettability of Porous Rock, Trans., A1ME (1959) 216, 156-162.
API: History of Petroleum Engineering, Dallas-Texas (1961).
Araujo, J.B.: Criterios de Selección para Proyectos de inyección Convencional de Agua y/o Gas. PDVSA Memorándum PV-Prod. - 80 E - 56 (Abril 10, 1980).

Araujo, J.B.: Diagnóstico y Expectativas de la Recuperación Secundaria mediante Inyección Convencional de Gas y Agua, Seminario sobre Inyección de Agua y Gas en Yacimientos Petrolíferos Venezolanos. Petróleos de Venezuela, S.A. Caraballeda, Venezuela (Mayo 7-10, 1980).

Archer, J.S. y Wall, C.G.: Petroleum Engineering: Principies and Practice, Graham & Trotman Ltd., London, UK (1986).
Aronofsky, J.: Mobility Ratio-Its Influence on Flood Patterns during Water Encroachment, Trans., AIME (1952) 195, 15-24.
Aronofsky, J.S. y Ramey, H.J., Jr.: Mobility Ratio-Its Influence on Injection and Production Histories in Five Spot Waterflood, Trans., AIME (1956) 207,205-210.
Babson, E.C.: Prediction of Reservoir Behavior from Laboratory Data, Trans., AIME (1944) 155, 120-132.
Barthel, R.: The Effect of Large-Scale Heterogeneities on The Performance of Waterdrive Reservoirs, trabajo SPE 22697 presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9, 1991).
Beliveau, D., Payne, D.A. y Mundry, M.: Analysis of the Waterflood Response of a Naturally Fractured Reservoir, trabajo SPE 22946 presentado en la Reunión Técnica Anual de la SPE, celebrada en Dallas (Oct. 6-9,1991).