Conceptos fundamentales de la ingeniería petrolera. 1. ¿Qué es Ingeniería Petrolera? Es la parte de la ingeniería que combina métodos científicos y artesanales orientados al desarrollo y aplicación de técnicas para descubrir, explotar, desarrollar, transportar, procesar y tratar los hidrocarburos desde su estado natural, en el yacimiento, hasta los productos finales o derivados. 2. ¿Qué es el petróleo? Es una mezcla heterogénea de compuestos orgánicos, principalmente hidrocarburos insolubles en agua. También es conocido como petróleo crudo o simplemente crudo. 3. Menciona los tipos de rocas sedimentarias que conozcas Arcilla, arcosa, caliza, arenisca, brecha, conglomerado, dolomía, limo, limolita, yeso y marga. Por mencionar algunas 4. ¿Cuáles son los componentes básicos para la generación de hidrocarburos? Presión, temperatura, roca generadora, roca almacenadora, roca sello, trampa, migración y sincronía. 5. ¿Qué es un sistema petrolero? Es un sistema natural que incluye todos los elementos y procesos geológicos necesarios para que un yacimiento de aceite y/o gas exista en la naturaleza. 6. ¿Qué es una roca generadora? Es todo aquel cuerpo de roca que permita la conservación temporal y posterior transformación de la materia orgánica en hidrocarburos. La roca generadora debe ser enterrada a una profundidad suficiente (más de 1000 m) para que la materia orgánica contenida pueda madurar hasta convertirse en aceite y/o gas, además de que se encuentre en una cuenca sedimentaria que sufra procesos de subsidencia. 7. ¿Cuáles son las características necesarias para ser una roca generadora? Cantidad, Calidad y Madurez. 8. ¿Qué es la diagénesis? La diagénesis es el proceso mediante el cual los biopolímeros (compuestos orgánicos constituyentes de los seres vivos, tales como carbohidratos, proteínas, etc.) son sometidos a un ataque básicamente microbiano que se realiza a poca profundidad (con presiones
litostáticas de entre 0 y 300 bares) y bajas temperaturas (entre 0 y 50 °C), produciendo básicamente gas metano. 9. ¿Qué es el kerógeno? Es la fracción de la materia orgánica en las rocas sedimentarias que es insoluble en ácidos, bases y en solventes orgánicos, ya que está compuesto básicamente de grasas y ceras. 10. Menciona la clasificación y los tipos de kerógeno Clasificación: sapropélico y húmico Tipos: I, II, III Y IV 11. ¿Qué es el kerógeno sapropélico? Se refiere al producto obtenido de la descomposición y la polimerización de la materia algácea y herbácea principalmente, depositada en condiciones acuáticas con bajo contenido de oxígeno atmosférico. 12. ¿Qué es el kerógeno húmico? Se aplica al producto obtenido de la descomposición de plantas terrestres superiores, depositadas en medios terrígenos con abundante oxígeno atmosférico. 13. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo I? Presenta poco oxígeno, mucho carbono y es derivado principalmente de productos algáceos. Es generado por fitoplancton. Genera aceite. 14. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo II? Se encuentra relacionado con materia orgánica autóctona de origen marino junto con materia orgánica de origen continental, que fue transportada y depositada mediante ríos. Es una mezcla de fitoplancton, zooplancton y restos de plantas y animales de origen continental. Produce Aceite y Gas. 15. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo III? Está conformado principalmente por restos de organismos continentales, por lo que produce principalmente gas o carbón. También puede estar constituido por materia orgánica de origen marino, pero sometida a una fuerte oxidación. 16. ¿Qué características tiene el kerógeno tipo IV? Se refiere a materia orgánica rica en inertinita, por lo que no produce aceite o gas. Este tipo de kerógeno no es importante en la generación de hidrocarburos.
17. Menciona la clasificación general de los ambientes de depósito y por medio de que se distinguen. Se clasifican en Continentales, Transicionales y Marinos; para distinguirlos hay que conocer a detalle sus Facies Petrológicas, Litofacies, Biofacies y Palinofacies. 18. ¿Qué es la catagénesis? Una vez que se tienen los sedimentos consolidados, se entierran profundamente (profundidades mayores a 1,000 m normalmente) debido al depósito de nuevos sedimentos. Estas condiciones generan un aumento de temperatura y presión por lo que el kerógeno se transforma en hidrocarburos. El kerógeno sufre transformación térmica y genera el petróleo (geomonómero), gas húmedo y condensado. Posteriormente, y debido a condiciones más drásticas de temperatura y profundidad, se produce la generación de gas seco o metano catagénico. Las temperaturas que se alcanzan en esta etapa son del orden de 50 ° y hasta 225 °C aproximadamente, y la presión varía de 300 a 1500 bares. 19. ¿Qué es la metagénesis? La metagénesis está considerada también como el inicio del metamorfismo. Ésta se desarrolla a temperaturas mayores a los 225 °C, y es la última etapa dentro de la transformación de la materia orgánica, considerada importante para la generación de gas. La generación de metano acaba a los 315 °C, con profundidades cercanas a los 8 Km, es decir, presiones litostáticas mayores a 1500 bares. No generan yacimientos que tengan rendimiento económico. 20. ¿Qué es una roca almacenadora? Son todas aquellas rocas que debido a sus propiedades de porosidad y permeabilidad, permiten el flujo y almacenamiento de hidrocarburos, en conjunto con otro tipo de rocas denominada roca sello. 21. ¿Qué características debe tener una roca almacenadora? Ser porosas, ser permeables y tener continuidad lateral y vertical. 22. ¿Qué es porosidad? La porosidad se mide en porcentaje de espacios o huecos que hay dentro de la roca. 23. ¿Cuál es la clasificación de la porosidad desde el punto de vista morfológico?
Catenary o Poros Interconectados: Este tipo de porosidad tiene más de una garganta poral conectada con otros poros, la extracción de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.
Cul-de-sac, conectados o sin salida Este tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir hidrocarburo por la presión natural del yacimiento.
Poro cerrado o aislado El poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectada con otros poros; en un proceso normal no es capaz de producir hidrocarburo.
Porosidad efectiva Se define como el volumen total de la roca que representa espacios que pueden contener fluidos y se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de poros interconectados con el volumen total de roca del yacimiento. Porosidad no efectiva o residual Es aquella que representa la fracción del volumen total de la roca que está conformada por los espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relación entre el volumen total de poro cerrado con el volumen a granel. Porosidad absoluta o total La sumatoria del volumen de los poros no interconectados más el volumen de los poros interconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidad absoluta es igual a la sumatoria de la porosidad efectiva más la porosidad no efectiva (residual).
24. ¿Cuál es la clasificación de la porosidad desde el punto de vista del tiempo de posicionamiento? Porosidad Primaria La porosidad primaria se puede dividir en dos tipos: Porosidad intergranular o entre partículas Ésta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También se encuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizas se pierde esta porosidad por la cementación. En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas con otras. A menos que la cementación se amplíe con el tiempo, este tipo de porosidad es muy buena y presenta también buena permeabilidad. En este tipo la porosidad efectiva es equivalente a la porosidad total.
Porosidad intragranular o intrapartícula Ésta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en el recién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros se conserven. Generalmente son rellenados durante el entierro a principios de la cementación, pero en algunos casos, el cemento puede ser lixiviado para dejar el poro intragranular original.
Porosidad secundaria La porosidad secundaria es la porosidad formada dentro de un depósito después del posicionamiento primario. Es causada por la acción de fuerzas tectónicas o de fluidos en la roca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidad secundaria son: Fenestrales Se desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normal soportado por los espacios porosos del grano. Es característico de lagunares, es causado por la deshidratación, contracción y deformación de las láminas. Esta tipo de porosidad es la menos frecuente.
Intercristalina Se produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontrado en importantes yacimientos de petróleo y gas. En calizas recristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sin embargo, a menudo, las dolomitas cristalinas presentan alta intercristalinidad.
25. ¿Qué es permeabilidad? Es la propiedad que tiene una roca para permitir o no el paso de fluidos a través de ella, debido a los poros interconectados. Una roca tiene permeabilidad adecuada para permitir el paso de los hidrocarburos, cuando: Tiene porosidad Tiene poros interconectados Los poros son de tamaño supercapilar 26. ¿Qué es una roca sello? Es aquel tipo de roca que actúa como barrera al escape del petróleo dentro del yacimiento. (Generalmente lutitas). En ocasiones el sello lo constituye una anomalía estructural o estratigráfica (fallas o discordancias entre otras). 27. ¿A qué se le conoce como migración primaria? Comprende el movimiento de los hidrocarburos a partir de su desprendimiento del kerógeno, así como su transporte dentro y a través de los capilares y poros estrechos de las rocas de grano fino. 28. ¿A qué se le conoce como migración secundaria? Es el movimiento del petróleo, después de su expulsión de la roca generadora a través de poros más amplios de las rocas portadoras y almacenadoras, más permeables y porosas. 29. ¿Cuáles son las fuerzas que causan la migración? Fuerzas debidas a la acción de la gravedad, fuerzas moleculares, fuerzas debidas a la acción química, fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la profundidad de sepultamiento y fuerzas debidas a la acción bacterial. 30. ¿Qué es una trampa de hidrocarburos? Es toda aquella estructura geológica que permite que el aceite y/o gas se acumule y conserve de manera natural durante un cierto periodo de tiempo. Es decir, son receptáculos cerrados que existen en la corteza terrestre y que cuentan con rocas almacenadoras y rocas sello en posición tal que permiten se acumulen los hidrocarburos. Las trampas petroleras tienen una determinada forma, tamaño, geometría, cierre y área de drenaje. 31. ¿A qué se le llama cierre? Es la longitud vertical máxima en la que lo hidrocarburos pueden acumularse en la trampa. 32. ¿A qué se le llama área de drene?
Es la máxima abertura (área) de la trampa, echado abajo, se mide en la parte inferior de la trampa. 33. ¿Qué es la sincronía? Es la relación precisa en espacio y tiempo de todos los elementos que conforman el sistema petrolero, para que este pueda existir. 34. Menciona los crudos de referencia de hidrocarburos Brent blend, West Texas Intermediate, Dubai, Tapis y Minas Ingeniería de yacimientos 35. Menciona la clasificación del petróleo según su densidad API. Crudo liviano. Crudo liviano o ligero, es definido como el que tiene densidades API mayores a 31.1 °API. Crudo medio o mediano. Es aquel que tiene densidades API entre 22.3 - 31.1 °API. Crudo pesado. Es definido como aquel que tiene densidades API entre 10 - 22.3 °API. Crudo extrapesado. Es aquel que tiene densidades API menores a 10 °API. A estos crudos también se les denomina bitúmenes. 36. Menciona la clasificación de los yacimientos Los yacimientos se pueden clasificar de acuerdo a: a) Su origen, composición mineral y textura b) A la acumulación de Hidrocarburos a).- Origen, composición mineral y textura. Las rocas acumulación son generalmente de origen sedimentario, sin embargo el hidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. Las rocas sedimentarias que contienen hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son: Detríticas y Químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegración de rocas ígneas y metamórficas o de otras rocas sedimentarias, lo que ocurre por un proceso
de diagénesis, meteorización, erosión y transporte, esto se deposita en una cuenca sedimentaria que con el tiempo se convierten en arenas y lutitas. Los sedimentos químicos pueden formarse como resultado de, desarrollo orgánico y precipitación, proceso por el cual se han formado la mayoría de carbonatos o por evaporación del agua de mar en cuencas cerradas. Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo y genético, debe saberse de que está compuesto el sedimento, como se formó, como se acumuló el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir este recurso Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral está directamente relacionada con la estructura y textura predominante con un determinado tamaño y tipo de cuerpo sedimentario, y cierto tipo de campo hidrocarburo. Yacimientos de calizas y dolomitas. Compuestas de conchas marinas, sales de calcio y magnesio precipitadas en forma de calcitas y dolomitas, se forman en zonas poco profundas del mar, más conocidas como los arrecifes. Las dolomitas se originan de la sustitución de calcio por magnesio. Lo importante a conocer es la formación de la porosidad y la permeabilidad, el desarrollo de la porosidad en calizas y dolomitas que forman yacimientos de hidrocarburos se debe mayormente al agrietamiento mecánico y a la lixiviación química. Las calizas ya consolidadas son poco resistentes a los esfuerzos de tensión y cizalladura, muchas veces por ligeras deformaciones estructurales se forman grietas verticales, esto facilita la movilización de los fluidos como aguas meteóricas; estos movimientos producen un agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aún de cavernas de clase muy irregular no siendo uniforme a lo largo del yacimiento. Yacimientos de lutita. Esta clase de yacimientos no es muy importante comercialmente, pero pueden encontrarse en todas las series de rocas sedimentarias, el desarrollo de porosidad efectiva en lutitas solo ocurre con fracturamiento, lo que presupone la existencia de formación orogénica. Yacimientos de evaporitas. (Sal , Ahidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesor se forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimiento suficiente de clásticos. La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sin embargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto de circulación de, lo que produce drusas y canales, no obstante, los yacimientos de ahidrita son poco frecuentes. Yacimientos de rocas ígneas y metamórficas. El medio natural para los hidrocarburos es una roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas como son las rocas ígneas y metamórficas, raramente sirven a tal propósito. Pudo haber pasado
que el hidrocarburo que se encuentra en estas rocas debió haber llegado allí después que las rocas se enfriaron y consolidaron. b) De acuerdo a la acumulación de hidrocarburos: Yacimientos de gas seco. Son aquellos yacimientos cuya temperatura inicial excede a la cricocondentermica y están constituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie no condensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, no alcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén. Se puede observar en la siguiente figura:
Yacimientos de Gas Húmedo. Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excede a la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos a intermedios estos no se condensan en el yacimiento pero si lo hacen en superficie (en el separador). Como consecuencia de la disminución en la energía cinética de las moléculas de gas más pesadas, originando un aumento en las fuerzas de atracción transformándose parte de este gas en líquido esto se muestra en la siguiente figura:
Yacimiento de gas condensado. Estos están constituidos por los fluidos tal que, por su expansión isotérmica a la temperatura del yacimiento puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puede hablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas al disminuir la presión se condensa, estos líquidos se adhieren a los poros siendo este un líquido inmóvil, esto ocasiona una disminución de la producción de líquidos. Este proceso se explica de una manera más detallada a continuación:
Yacimiento de petróleo de alta volatilidad Estos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento es ligeramente inferior a la temperatura cricondentérmica, además la mezcla de hidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del punto crítico. El equilibrio de fase en estos yacimientos es precario, tienen un alto encogimiento del crudo cuando la presión del yacimiento cae por debajo de Pb (Presión de Burbuja). Por otra parte, las características del fluido son las siguientes: Color amarillo oscuro a negro, API > 40°, Relación Gas-Petróleo entre 2.000 - 5.000 PCN / BN y un factor volumétrico de formación del petróleo mayor a 1,5 BY / BN. Esto se muestra mejor a continuación:
Yacimientos de Petróleo Negro. Se caracterizan por tener la temperatura del yacimiento muy inferior a la temperatura cricondentérmica, poseen un alto porcentaje de componentes pesados a partir del C7, con un porcentaje mayor al 40%. El líquido producido tiene las siguientes características: Color negro o verde oscuro, API.
37. Explica detalladamente en que consiste un análisis o prueba PVT La producción de petróleo y gas natural constituye sin duda el motor de la economía mundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos de fluidos representativos para evitar criterios erróneos en la caracterización de los fluidos que pudieran afectar el desarrollo de los campos e incluso la creación de plantas. Los estudios PVT se llevan a cabo con el propósito de analizar los yacimientos, y partiendo de los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías que se desarrollarán para poner a producir el yacimiento. El muestreo de fluidos se realiza al principio de la vida productiva del yacimiento. Existen dos formas de recolectar las muestras de fluidos: -Muestreo de fondo. - Muestreo por recombinación superficial.
Los análisis PVT son absolutamente necesarios para llevar a cabo el diseño de instalaciones de producción, análisis nodales, diversas actividades de la ingeniería de yacimientos; permiten obtener cálculos como el POES del yacimiento, predecir su vida productiva; definir los esquemas óptimos de producción, evaluar métodos de recuperación mejorada y demás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que son explotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado y computarizado, hacen más factibles la realización de los estudios. Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de los estudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiar toda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variaciones de la presión, temperatura y volumen. Esto pasa a ser de vital importancia para la vida productiva del yacimiento ya que si podemos predecir cómo será el comportamiento del fluido se busca la manera de mantener la energía del pozo obteniendo así una mayor producción. Se puede evitar producir de una manera ineficiente, alargando la vida del yacimiento manteniendo las presiones. Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no ser útiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman las muestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma de muestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerar sumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastante representativos y de esta manera nos den la seguridad de un desarrollo óptimo del campo petrolífero o gasífero. Para tener la certeza de que el muestreo es representativo, se hace una validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidos durante la toma de muestras como son: - Presión estática del yacimiento - Presión fluyendo - Presión y temperatura a la cabeza del pozo - Presión y temperatura del separador - Gastos de líquido y gas en el separador , así como el líquido en el tanque - Factor de encogimiento del aceite En el laboratorio: Para realizar los estudios PVT en el laboratorio como ya mencionamos antes es necesario tener una muestra representativa del fluido que se encuentra en el yacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción de manera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no ser así, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alterarían las propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos del comportamiento de fases del fluido en el yacimiento. El análisis de laboratorio consiste de:
- Expansión instantánea de la muestra de fluido para determinar la presión de burbujeo. - Expansión diferencial de la muestra de fluido para determinar Bo y Rs. Expansión instantánea de la muestra de fluido a través de varios separadores para obtener los parámetros que permiten ajustar los datos PVT de laboratorio para cotejar las condiciones del separador de campo. Por consiguiente se debe: - Verificar la validez de las muestras - Hacer una comparación de los datos de campo con los datos de laboratorio - Comparar las muestras tomadas en superficie mediante recombinado de las muestras de fondo - Realizar estudios pertinentes al fluido mediante los siguientes experimentos: a) Agotamiento a volumen constante b) Agotamiento diferencial(sólo realizado en aceites) c) Agotamiento a composición constante d) Estudio de separadores en etapas e) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras. 38. Explique detalladamente en que consiste el Análisis experimental de la prueba PVT La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para la caracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentes componentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceite volátil, de gas y condensados. Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar la validación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio o valores K, esto se hace al graficar en papel semilogarítmico las constantes K contra la presión y observar que no existan posibles cruces entre las diferentes curvas de los componentes, además deben de mostrar una tendencia suave. El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*P con un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben de mostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí. El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validez de las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en el laboratorio o data limitada de producción, evalúa su calidad y procesa esta data para que pueda ser usada en alguna de las muchas herramientas de simulación actualmente en uso en la industria. Una comprensión experta de las propiedades de presión-volumen-temperatura (PVT) es esencial para una correcta ingeniería de los análisis de prueba de pozo, diseño de levantamiento artificial, volumetría de yacimiento, movimiento de fluidos en yacimiento, análisis de registro de producción y relaciones de desempeño de influjo.
El estudio PVT composicional es de gran importancia en la ingeniería de yacimientos petroleros, ya que coadyuva a determinar el tipo de yacimiento del que provienen los fluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de su comportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer la mejor estrategia de explotación y separación en la superficie. Debemos detenernos en este momento para considerar y aclarar que el análisis PVT es uno de los grandes recursos con los que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento y debemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situaciones complicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data de análisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contiene crudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticado al análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentra supersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de lo que sería si el equilibrio se hubiera alcanzado. Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar un análisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, la secuencia de fenómenos que actúan en la producción de los fluidos, desde el yacimiento, pasando por el pozo hasta el separador. Diversas investigaciones han mostrado que errores asociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de los hidrocarburos en sitio. Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción y comercialización de equipos PVT, entre las más importantes podemos destacar a: Chandler Engineering (Ruska), Temco, DB Robinsón y Vinci Technologies; estas empresas poseen en el mercado una gran cantidad de equipos los cuales se encuentran limitados por la presión máxima de trabajo, la cual no sobrepasa los 10000 lpca. Figura: Parámetros PVT: (a) Encima de la presión de burbujeo (b) Debajo de la presión de burbujeo
Ejemplos de curvas PVT
Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725 MSCF/STB, Gravedad Específica=0.7, Gravedad =30° API, pi= 4000 psia)
39. Mencione detalladamente los métodos de estimación de reservas La Ingeniería De Reservas es la rama de la ingeniería de petróleo que se encarga de estimar las cantidades de crudo y gas originales en sitio (POES y GOES). Apoyándose en técnicas probabilísticas y de cálculos matemáticos y físicos se ha logrado alcanzar métodos de alta fiabilidad que permiten estimar y predecir los comportamientos del yacimiento durante la producción e incluso antes de ella ya que cuando se descubre un campo petróleo, no se tienen datos suficientes de ninguno de los aspectos geológicos y físicos que permitan planificar el desarrollo del yacimiento y por ende es necesario idear un plan que permita, de forma redituable, la explotación del yacimiento obteniendo así el mayor margen de recobro posible para ello se tienen los siguientes métodos: 1. Método Por Analogía: Este método se utiliza básicamente en la etapa exploratoria, cuando se descubren yacimiento que no disponen de la información propia y se requieren estimar el volumen del petróleo en sitio y reservas para tener una idea de su potencialidad el cual toma en consideraciones la características similares existentes con los yacimientos cercanos y la información que aporta una comparación entre los pozos. 2. Método Volumétrico: Este método es uno de los más usados ya que se emplea en las etapas iniciales en que se comienza a conocer el campo o yacimiento y se fundamenta en la estimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos que se encuentran en el yacimiento aun cuando no se ha empezado a producir. Para determinar el POES existen parámetros que se deben tomar en cuenta para tener una mejor estimación de las reservas de hidrocarburos ya que contribuyen de manera directa a la exactitud de dichos cálculos:
Determinación del volumen de roca. Determinación de la porosidad promedio. Eficiencia de recobro o Factor de recobro. 3. Métodos basados en el análisis del comportamiento de yacimientos
Balance De Materiales: Este método se fundamenta en la premisa que dice que el volumen poroso de un yacimiento permanece constante o cambia de una manera pronosticable cuando la presión del yacimiento disminuye como consecuencia de la producción de fluidos, entonces como el volumen poroso permanece constante eso está indicando que los fluidos remanentes en el yacimiento se están expandiendo, ocupando así el volumen dejado por la salida de los fluidos producidos. También permita conocer el comportamiento de los fluidos dentro del yacimiento en función al tiempo o grado de agotamiento. Factor O Grado De Agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones iniciales y finales dentro del yacimiento y así poder determinar cuál será la presión de abandono en que se detendrá la producción. En modelos volumétricos se le asocia este grado de agotamiento a un parámetro Pe (Presión estática).
Análisis De Curvas De Declinación De Producción: Se define como declinación de un pozo la disminución progresiva y continua de la tasa de producción de dicho pozo, partiendo de su valor máximo inicial y como resultado de la disminución también continua del factor (Ko¨p2-p1¨)/Uo a medida que avanza el agotamiento de su área de drenaje.
Método De Simulación Y Modelación Computarizada De Yacimientos: Este tipo de método utiliza como herramienta fundamental ecuaciones y aspectos físicos relacionados con los métodos anteriores de volumétrica y balanceo de materiales: * Elementos fundamentales del yacimiento. * Elementos Derivados.
Método Probabilístico Para La Determinación de Reservas: Este método se basa en la revisión de datos geológico, ingenierías y económicos en un campo parcialmente perforado.
40. Mencione detalladamente los mecanismos de empuje en un yacimiento Yacimientos con empuje por gas en solución Éste es el principal mecanismo de empuje para aproximadamente la tercera parte de los yacimientos de hidrocarburos del mundo, ya que predomina sobre el mecanismo de empuje por capa de gas o empuje por agua. En empuje por gas en solución la saturación de agua en el yacimiento se encuentra cercana al valor irreducible. Además la presión inicial es igual a la presión del punto de burbuja. En caso que sea mayor, la presión declinará rápidamente al valor de burbuja como consecuencia de la producción. Durante esta etapa todo el gas permanece en solución. Una vez que se ha conseguido la presión de burbuja en el yacimiento, la posterior producción de los fluidos causa que la presión continúe descendiendo, lo que produce la liberación del gas disuelto en el yacimiento. Este gas libre alcanza la fase continua cuando la saturación de gas excede a la saturación crítica, permitiendo su movilidad. Yacimientos con empuje por capa de gas En este tipo de yacimientos se considera una presión inicial igual a la presión del punto de burbuja. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas en solución. A medida que la presión del yacimiento se reduce como una consecuencia de la producción, la capa de gas, actuando como un pistón, se expande causando el desplazamiento inmiscible del petróleo.
La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento en el cual la capa de gas es el mecanismo de empuje es del orden de 20 a 40 % del petróleo original en sitio. Los factores que pueden favorecer a aumentar el recobro de petróleo en un yacimiento con una capa de gas son una baja viscosidad y alta gravedad API del petróleo, alta permeabilidad de la formación, y diferencia considerable de densidades entre el petróleo y gas. Yacimiento con empuje por segregación gravitacional En un yacimiento con empuje por segregación, a medida que el gas es liberado del petróleo, se mueve hacia el tope del yacimiento, mientras que el petróleo se desplaza hacia abajo, debido a la permeabilidad vertical. Para que esto ocurra debe existir suficiente permeabilidad
vertical para permitir que las fuerzas gravitacionales sean mayores que las fuerzas viscosas. Algunos de estos yacimientos no tienen capa de gas inicial, pero la recuperación será mayor si ésta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que el yacimiento tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gas hacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular. En la mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran como el mismo mecanismo. Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario más eficiente. Las eficiencias de recuperación están en el rango de 40 a 80 %. Yacimiento con empuje por agua En este tipo de yacimiento la presión inicial es mayor que la presión del punto de burbuja, por lo tanto, no existe capa de gas. Cuando la presión se reduce debido a la producción de fluidos, se crea un diferencial de presión a través del contacto agua-petróleo. De acuerdo con las leyes básicas de flujo de fluidos en medios porosos, el acuífero reacciona haciendo que el agua invada a la zona de petróleo originando intrusión o influjo, lo cual no solo ayuda a mantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que se encuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a: - Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua se expande y reemplaza parcialmente los fluidos extraídos del yacimiento. Yacimientos con empuje por compactación La producción de los fluidos de un yacimiento conduce a un incremento de la diferencia existente entra las presiones de sobrecarga y de poro presentes, lo cual produce una disminución del volumen poroso y posiblemente el efecto de subsidencia de la superficie. Este mecanismo de empuje por compactación solo tendrá un efecto considerable en la producción si la compresibilidad de la formación es elevada, por lo tanto se presenta en yacimientos someros y poco consolidados que precisamente muestran dichas características. Sin embargo, esta compactación no es beneficiosa del todo, a pesar que puede contribuir con la producción de los fluidos, también puede causar problemas tales como la disminución de la permeabilidad en la formación o colapsar el revestimiento.
Caracterización estática y dinámica de yacimientos 41. Objetivos de la explotación de un campos: Maximizar el valor económico del recurso a través de la implantación de tecnología desde y durante las recuperaciones primaria, secundaria, mejorada, terminación de pozos y de sistemas artificiales.
42. ¿En que se basa la caracterización de yacimientos? En información sísmica, geológica, de núcleos y de registros de pozos. A este tipo de procesos se le conoce como caracterización estática de yacimientos ya que los resultados son independientes de los procesos que ocurren durante la explotación de un yacimiento. 43. ¿Qué es la caracterización estática de yacimientos? Es el proceso mediante el cual se aplican diferentes disciplinas tales como geología, geofísica, petrofísica, etc. Con el fin de conocer los tipos de roca que constituyen el yacimiento así como su tamaño y forma. 44. ¿Qué es la caracterización dinámica de yacimientos? Es el proceso mediante el cual se identifican y evalúan los elementos que afectan la explotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican el comportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otros elementos. 45. Menciona las herramientas de la caracterización estática de yacimientos Datos geofísicos Datos geológicos Registros de pozo Datos de laboratorio 46. Menciona las herramientas de la caracterización dinámica de yacimientos Datos históricos de producción Pruebas de variación de presión Registros de presión de fondo fluyendo y cerrado Registros de molinete hidráulico y temperatura Pruebas de trazadores Datos de comportamiento de yacimiento 47. Definir gravedad especifica de un líquido a que condiciones de presión y temperatura se determina. Definir gravedad api y mencionar sus ventajas. Gravedad Específica de un líquido.- Es el cociente de la densidad del líquido con respecto a la densidad del agua, ambos tomados a las mismas condiciones de temperatura y presión. La densidad del agua es aproximadamente de 1 gr/cm3.
La densidad relativa está definida como el cociente entre la densidad que primordialmente es de una sustancia y la de otra sustancia tomada como referencia, resultando
Donde es la densidad relativa, referencia.
es la densidad absoluta y
es la densidad de
Para los líquidos y los sólidos, la densidad de referencia habitual es la del agua líquida a la presión de 1 atm y la temperatura de 4 °C. En esas condiciones, la densidad absoluta del agua es de 1000 kg/m3
Para los gases, la densidad de referencia habitual es la del aire a la presión de 1 atm y la temperatura de 0 °C.
También se puede calcular o medir la densidad relativa como el cociente entre los pesos o masas de idénticos volúmenes de la sustancia problema y de la sustancia de referencia:
Densidad del aceite.- En la práctica común, el aceite crudo se clasifica de acuerdo a su peso específico, y es expresado en una escala normalizada por el Instituto Estadounidense del Petróleo (American Petroleum Institute). Esta escala es llamada densidad API, o comúnmente conocida como grados API (°API). La densidad en °API está definida como:
Ventajas. El valor de la gravedad API es utilizado para cálculos importante en la Ingeniería Petrolera. Ofrece conocimiento acerca de la calidad del hidrocarburo. Es el concepto más utilizado internacionalmente.
48. Define factor de volumen de formación y menciona como se calcula y sus aplicaciones. Factor de volumen de formación de aceite.- Es el volumen que ocupa un barril de aceite con su gas disuelto a condiciones de yacimiento (presión y temperatura del yacimiento) por cada volumen que ocupa un barril a condiciones estándar. Esta es una medida del encogimiento volumétrico del aceite del yacimiento a condiciones de superficie. Cálculo.-
Factor de volumen de formación de gas.- El factor de volumen del gas, es definido como el volumen de gas medido a condiciones de yacimiento entre el volumen de ese mismo gas pero medido a condiciones estándar. Cálculo.-
Aplicaciones. Usado para calcular GP Para determinar caídas de Presión Para llevar un control del yacimiento. 49. Menciona unidades de volumen usadas en la industria petrolera, las condiciones de presión y temperatura en las que se usan y en qué casos. Unidades Utilizadas.- El petróleo crudo y los productos refinados derivados de él se suelen medir bien en volumen (galones o barriles estadounidenses) o en peso (toneladas cortas o toneladas métricas). La relación entre volumen y masa se caracteriza por la densidad (o alternativamente densidad relativa o gravedad específica). Las cantidades de petróleo producido, transportado o procesado se expresan en barriles por día (bpd o b/d). Una regla imprecisa pero sencilla es que un barril por día equivale aproximadamente a 50 toneladas métricas al año, aunque naturalmente el número exacto depende de la densidad y el tipo de producto. Otras unidades utilizadas son el ft3, el m3 y el cm3. Para medir la energía la unidad más habitual es la Tonelada equivalente de petróleo (Tep en castellano, Toe en inglés). Su valor equivale a la energía que hay en una tonelada de petróleo y, como puede variar según la composición de este, se ha tomado un valor convencional de 41,9 GJ. 1 Bep (barril equivalente de petróleo) = 0,14 Tep.
La energía del gas natural también se suele convertir a barriles equivalentes de petróleo mediante el ratio de 155,4 m3 GN/ bep. Este cociente se basa en la energía equivalente media contenida en el total de las reservas actuales de gas natural. Condiciones de Presión y Temperatura.- Las condiciones de presión y temperatura dependen estrictamente de donde se encuentre el hidrocarburo, es decir a condiciones estándar o a condiciones de yacimiento. Usos.- Barriles, m3 y ft3 son muy utilizados para el petróleo, mientras que en el caso del gas lo más conveniente es usar solo m3 y ft3. 50. Define solución gas-aceite, como se determina y sus aplicaciones. Relación Gas-Aceite.- La relación gas aceite, son los metros cúbicos de gas producidos (el cual considera gas disuelto y gas libre en el yacimiento) por cada metro cúbico de aceite producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones de separación como presión, temperatura y número de etapas, afectan el valor de dicha relación. Cálculo.-
Aplicaciones. Para saber que tan soluble es el gas en el petróleo. Conocer el grado de saturación del crudo. 51. Define factor de volumen total, como se determina y sus aplicaciones. Factor de Volumen Total.- El factor de volumen total o de la fase mixta, se refiere al volumen de aceite en el yacimiento con su gas disuelto más el volumen de gas liberado, entre el volumen de aceite en la superficie. Sólo para yacimientos de aceite y gas disuelto liberado. Calculo.-
Aplicaciones. Utilizado para cálculos de Ingeniería de yacimientos de gas. Controlar el volumen de hidrocarburo del yacimiento. 52. Define coeficiente de compresibilidad isotérmico usos y unidades. Coeficiente de compresibilidad isotermo.- Se define como la rapidez de cambio, con signo negativo, del volumen con respecto a la presión, por unidad de volumen, cuando permanece constante la temperatura. Se representa por T y su expresión matemática es:
Cálculo.-
T
1 V V p T
Dimensiones.L M-1 T2 Unidades.M2 N-1 53. Define viscosidad del aceite, unidades, modelos de medición y su relación con la presión y la temperatura. Viscosidad del aceite y Unidades.- La viscosidad es una medida de la resistencia al flujo ejercida por un fluido, y sus unidades usualmente son los centipoises. Medidores de viscosidad. Viscosímetro Es un instrumento para medir la viscosidad de un fluido Viscosímetro de tubo capilar Consiste en 2 recipientes conectados por un tubo largo de diámetro pequeño conocido como tubo capilar. Conforme al fluido fluye a través del tubo con una velocidad cte. El sistema pierde energía, ocasionando una caída de presión. La magnitud de la caída de presión está relacionada con la viscosidad del fluido mediante la siguiente ecuación: El viscosímetro Saybolt:
La facilidad con que un fluido fluye a través de un orificio de diámetro pequeño es una indicación de su viscosidad, este es el principio por el cual está basado el viscosímetro universal. La muestra del fluido se coloca en el aparato después de que se establece el flujo se mide el tiempo requerido para colectar 60 ml. De fluido. El tiempo resultante se reparta como la velocidad del fluido en segundos universales de Saybolt Viscosímetro de Oswald- cannon-Fenske: En esencial el viscosímetro es un tubo “U” una de sus ramas es un tubo capilar fino conectado a un deposito superior. El tubo se mantiene en posición vertical y se coloca una cantidad conocida del fluido él deposito para que luego fluya por gravedad a través de un capilar. Los procedimientos exactos para llevar acabo estas pruebas estándar dado en los estándar de la American Society For Testing and Materials. Viscosímetro de cilindro concéntrico Por medio de un cilindro que gira a una cierta velocidad con respecto a un cilindro interno concéntrico estacionario se determina du/dy al medir el momento de torsión sobre el cilindro estacionario es posible calcular el esfuerzo cortante. El cociente entre el esfuerzo cortante y el cambio de velocidad expresa la viscosidad. Si la velocidad de rotación es N rpm y el radio es r2 , la velocidad del fluido en la superficie del cilindro externo está dada por 2 r2n/60. Con una separación entre cilindro y cilindro La ecuación se basa en b<< r2. El momento de torsión Tc sobre el cilindro interno se mide con un alambre de torsión del cual pende el cilindro. Si se ajusta un disco al alambre su rotación es determinada por una aguja fija. Si se desprecia el momento de torsión debido al fluido por abajo del fondo del cilindro interno el esfuerzo cortante es: De esta manera la ecuación para la viscosidad nos queda: Viscosímetro de caída libre Consiste en varios tubos llenos con líquido “estandares” de viscosidades conocidas con una esfera de acero en cada tubo. El tiempo necesario para que la esfera recorra la longitud total del tubo depende de la viscosidad del líquido. Si se coloca la muestra en un tubo análogo es posible aproximar el valor de la viscosidad por comparación con los otros tubos. Para esta práctica utilizaremos el método de STOKES para la obtención de la viscosidad. Sr. Jeorge Grabiel Stokes Matemático y Físico Irlandés Bornat. Skreen 1819. Autor de trabajos en Hidrodinámica, encontró la Ley que rige la caída de sólidos esféricos en el seno de un fluido denominada con su nombre. Stokes Símbolo “st”; Es una unidad de la viscosidad cinemática de un fluido que tenga una viscosidad dinámica de 1 poise, y una densidad de 1 gramo por centímetro cúbico. Relación con la Presión y Temperatura.- La viscosidad, como otras propiedades físicas de los líquidos, es afectada por la presión y la temperatura. Un incremento en la temperatura causa una disminución en la viscosidad. Una disminución en la presión ocasiona una disminución en la viscosidad, con la condición de que el único efecto de la presión es comprimir el líquido. En los yacimientos de aceite la viscosidad también se ve afectada,
debido a que una disminución en la cantidad de gas en solución en el aceite causa un aumento de la viscosidad de aceite, y por supuesto, la cantidad de gas en solución está en función directa de la presión. 54. Define coeficiente de expansión isobárica de un líquido. Coeficiente de expansión térmica.- Es el cambio en el volumen con la temperatura a presión constante es decir que implica que el sistema responde de manera importante a la temperatura. 55. EXPLICA LA FIG. 9.2 DE LA PÁGINA 250 DEL LIBRO DE MCCAIN.
La Figura 9.2 muestra que la producción de gas-aceite relación comienza su aumento o menos a la misma producción acumulada como la línea de presión de los cambios de pendiente. Esto da un control de la estimación de la presión del punto de burbuja. 56. Define el factor z y sus usos. El factor de compresibilidad Z, es un factor de corrección, que se introduce en la ecuación de estado de gas ideal para modelar el comportamiento de los gases reales, los cuales se pueden comportar como gases ideales para condiciones de baja presión y alta temperatura, tomando como referencia los valores del punto crítico, es decir, si la temperatura es mucho más alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es mucho más baja que la del punto crítico el gas también se puede tomar como ideal.
57. Explica cómo se puede muestrear un líquido original de un yacimiento. Mediante muestreadores exotérmicos los cuales son similares a los muestreadores monofásicos excepto que estos son diseñados para el mantenimiento de la temperatura de la muestra. Estas son usadas principalmente para muestras que contienen asfáltenos. El principal objetivo es prevenir que los asfáltenos precipiten, manteniendo la temperatura y la presión de la cámara de muestra tan cerca como sea posible de las condiciones del muestreo, Los muestreadores exotérmicos son mantenidos calientes con una camisa de calentamiento operada a baterías. 58. Describe la composición química de un aceite y como se distingue de la de un gas. Los hidrocarburos están compuestos por metano CH4, etano C2H6, propano C3H8, butano C4H10, pentano C5H12, hexano C6H14 y heptanos plus desde C7H16. Cuando el hidrocarburo contiene una gran cantidad de metano CH4 y muy pocos hidrocarburos pesados se considera como un gas. Por el contrario, cuando contiene cantidades no tan altas de metano CH4 y valores un poco más altos de hidrocarburos pesados como el heptano plus se considera que es un aceite. La composición química de un aceite está representada por tener mayor porcentaje peso desde el pentano hasta los heptanos plus, mientras que el gas tiene mayor porcentaje peso desde el metano hasta el butano. 59. Describe como se realiza un análisis flash. ¿Qué propiedades se miden? En este tipo de separación todo el gas permanece en contacto con el líquido, es decir, la composición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. La disminución de presión se obtiene retirando el pistón de la celda. Inicialmente, la presión inicial del petróleo es mayor que la presión de burbujeo (P1 > Pb) y la temperatura inicial es igual a la temperatura del yacimiento. El petróleo es expandido isotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luego isotérmicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbuja y el gas liberado se mantiene dentro de la celda en contacto con el líquido.
Resultados de la prueba de liberación Instantánea o Flash
1. Presión de burbuja 2. Volumen relativo en función de la presión, (V / Vb). 3. Compresibilidad del petróleo 60. ¿En qué consiste un análisis diferencial y que variables se determinan? Es aquella donde la composición total del sistema varia durante el proceso., es decir, el gas liberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado. Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor o igual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una presión P2 (P2
Resultados de la prueba de liberación diferencial
1. Factor de compresibilidad del gas (Z) 2. Relación Gas-Petróleo en solución (Rs) 3. Factor volumétrico del petróleo (Bo) 4. Factor volumétrico del gas (Bg) 5. Factor volumétrico total (Bt) 6. Densidad del petróleo (ρo) 7. Gravedad especifica del gas (γg) 8. Gravedad API del crudo residual (ºapi) 61. ¿Qué son y para qué sirven las pruebas de separador? La prueba de separador es una prueba PVT que se realiza para conocer las propiedades de los fluidos del yacimiento. Esta prueba consiste en una prueba de liberación instantánea que se realiza en un separador para cuantificar el efecto de las condiciones de separación sobre las propiedades del crudo. Procedimiento:
Fig.1 1. Se toma una muestra de los líquidos del yacimiento y se colocan en una celda. 2. En la celda se simulan las condiciones de temperatura y presión de burbuja. 3. El líquido es liberado en dos etapas de separación como se muestra en la Fig.1. 4. La presión de la celda es mantenida en la presión de burbujeo. Las condiciones del laboratorio se colocan usualmente a condiciones similares a las del campo, el tanque de almacenamiento estará siempre a presión atmosférica, pero la presión del separador será seleccionada por el operador. De esta prueba PVT se pueden obtener los siguientes datos:
Factor volumétrico de formación del petróleo (Bg).
Gravedad especifica del gas en el tanque y en el separador (Ɣg).
Grados API del crudo en el tanque.
Relación gas-petróleo en solución.(Rs).
Composición del gas separado.
62. Define poder calorífico, que tipos hay y para qué sirve. La cantidad de calor producido por la combustión completa de un combustible. Puede ser medido seco o saturado con vapor de agua; y neto o bruto. ("Bruto" significa que el agua producida durante la combustión ha sido condensada en líquido, liberando así su calor latente; "Neto" significa que el agua permanece como vapor). La convención general es llamarle seco ó bruto.
Un uso de este parámetro es para el factor de equivalencia del gas seco a líquido, el cual es utilizado para relacionar el gas seco a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de la composición molar del gas del yacimiento, considerando los poderes caloríficos unitarios de cada uno de los componentes y el poder calorífico del líquido de equivalencia. 63. Describe la forma de calcular la composición de una gas a partir de los resultados de análisis diferencial. Mediante el criterio de Hoffman: Hoffman y Cols propusieron un método para correlacionar valores de Ki de mezclas de hidrocarburos que ha tenido gran uso en la validación de pruebas PVT. El criterio consiste en graficar log(Ki P) vs Fi.
Donde: Ki = Yi/Xi = constante de equilibrio del componente i Yi = fracción molar del componente i en la fase gaseosa Xi = fracción molar del componente i en la fase liquida Fi = factor de caracterización del componente i
A una presión dada los puntos (log (Ki*P), Fi) correspondientes a varios componentes deben alinearse a través de una recta. Así, al aplicar este criterio a la prueba CVD se debe obtener un número de rectas igual al número de presiones de los agotamientos y al aplicarlo al separador se obtiene una sola. 64. Explica detalladamente los tipos de curvas de declinación de la producción que existen y en que consisten. Se tienen tres tipos de curvas de declinación de la producción, las cuales son: -Declinación Exponencial. La declinación exponencial consiste en la declinación de la producción a porcentaje constante y esto se debe a la expresión matemática o ecuación
exponencial que la define, básicamente es también la relación que existe entre los gastos de producción y la producción misma en un periodo de tiempo específico. Por otra parte en este grafico de producción de hidrocarburo versus tiempo para un pozo determinado, puede realizarse una extrapolación hacia futuro para así poder tener conocimiento acerca de los gastos de producción a futuro. De esta manera conociendo dichos gastos, es muy probable determinar la producción neta o la reserva de un yacimiento determinado.
-Declinación Hiperbólica Esta declinación se debe al resultado que producen todos los mecanismos de empuje tanto naturales como los inducidos que conducen a una disminución en la presión del yacimiento y esta a su vez se relaciona con los cambios generados por la expansión del petróleo levemente compresible. La ecuación utilizada en este caso es la siguiente:
-b = (q/(dq/dt))/dt
El término b representa a una constante de declinación la cual es positiva y está en un rango de 0 a 1. Si esta ecuación se integra dos veces obtenemos lo siguiente: q = qi * (1 + Di*bt) exp (-(1/b)) En este caso Di es la velocidad de declinación en el momento en que el gasto qi predomina, y el tiempo t es el lapso que tarda en reducirse el gasto desde qi a q. Finalmente se puede realizar una relación directa entre la producción de hidrocarburos (Np), la velocidad de de declinación de producción (D) y los gastos (q) realizados en un tiempo t
determinado. Básicamente la ecuación de este tipo de declinación puede quedar finalmente expresada como: % de declinación = -(100*D)/ (1 – Dbt)
-Declinación
Armónica
Hay veces en que la producción puede ser manejada principalmente por la segregación gravitacional, en este caso la velocidad de declinación (D) es directamente proporcional al gasto (q). La declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica, en este caso el valor de la constante de declinación (b) es igual a 1. Las ecuaciones anteriores son similares a las de declinación hiperbólica solo que el término b se supone 1, la ecuación final de este tipo de declinación queda: % de declinación = -(100*D)/ (1-Dt) Tanto para la curva de declinación hiperbólica como para la armónica, la ecuación para determinar el tiempo t se expresa de la siguiente manera: t = (1/Di) * [(qi/L*E)exp(2) – 1].
Terminación y mantenimiento de pozos 65. ¿QUÉ REGISTROS SE USAN PARA DETERMINAR LA POROSIDAD? REGISTRO SÓNICO, NEUTRONES
REGISTRO
DE
DENSIDAD
Y
REGISTRO
DE
66. ¿QUÉ PROPIEDADES PETROFÍSICAS AFECTAN LA RESPUESTA DE ESTOS REGISTROS? POROSIDAD, LOS FLUIDOS Y LA MATRÍZ DE FORMACIÓN 67. ¿EN QUÉ CONSISTE EL REGISTRO SÓNICO? EN UNA TRANSMISOR QUE EMITE IMPULSOS SÓNICOS Y UN RECEPTOR QUE CAPTA Y REGISTRA LOS IMPULSOS, TODO ESTO EN FUNCIÒN DEL TIEMPO 68. ¿DE QUÉ DEPENDE EL TIEMPO DE TRANSITO EN EL REGISTRO SÒNICO? PARA UNA FORMACIÓN DETERMINADA DEPENDE DE SU LITOLOGÍA Y SU POROSIDAD. 69. ¿EN QUÉ CASOS SE REPRESENTAN ACÚSTICAS SIGNIFICATIVAS?
DISCONTINUIDADES
EN EL CASO DE REGISTROS DE POZOS, LA PARED Y CONTINUIDAD DEL AGUJERO, LAS CAPAS DE LA FORMACIÓN Y LAS FRACTURAS 70. ¿QUÉ PARÁMETROS SE PUEDEN CONBINAR PARA DETERMINAR CON MAS PRECISIÓN A LA POROSIDAD? SE PUEDEN UTILIZAR CONBINACIONES DE REGISTROS NEUTRÓNICOS, DE DENSIDAD Y SÓNICO ASÍ COMO EL FACTOR FOTO ELÉCTRICO, REGISTRO DE LITODENSIDAD, MEDICIONES DE TORIO, URANIO Y POTASIO 71. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN PRINCIPALMENTE LOS REGISTROS NEUTRONICOS? PARA DELINIAR FORMACIONES POROSAS Y PARA DETERMINAR SU POROSIDAD 72. ¿A QUÉ RESPONDEN NEUTRÓNICOS?
PRINCIPALMENTE
LOS
REGISTROS
AL CONTENIDO DE HIDRÓGENO EN LA FORMACIÓN POR TANTO EN FORMACIONES LIMPIAS CUYOS POROS ESTAN SATURADOS DE ACEITE O AGUA, EL REGISTRO DE NEUTRONES REFLEJA LA CANTIDAD DE POROSIDAD SATURADA DE FLUIDO 73. ¿QUÉ PASA CUANDO LA CONCENTRACIÓN DE HIDRÓGENO DEL MATERIAL QUE RODEA LA FUENTE DE NEUTRONES ES ALTA? COMIENZAN EN LA MAYORIA DE ESTOS UNA DESACELARACIÓN Y SON CAPTURADOS A UNA DISTANCIA CORTA DE LA FUENTE 74. ¿QUÉ PASA CUANDO LA CONCENTRACIÓN DE HIDRÓGENO DEL MATERIAL QUE RODEA LA FUENTE DE NEUTRONES ES BAJA? LOS NEUTRONES SE ALEJAN DE LA FUENTE ANTES DE SER CAPTURADOS DE ACUERDO CON ESTO, LA TASA DE CONTEO EN EL DETECTOR AUMENTA PARA BAJAS CONCETRACIONES DE HIDRÓGENO Y VICEVERSA 75. ¿PARA QUÉ SE UTILIZA EL REGISTRO DE RESISTIVIDAD? PARA DETERMINAR LA SATURACIÓN DE HIDROCARBUROS, LA ELECTRICIDAD PASA A TRAVÉS DE UNA FORMACIÓN SÓLO DEBIDO AL AGUA CONDUCTIVA QUE CONTENGA DICHA FORMACIÓN 76. ¿DE QUÉ DEPENDE LA RESISTIVIDAD DE LA FORMACIÓ? DE LA RESISTIVIDAD DE AGUA DE FORMACIÓN, DE LA CANTIDAD DE AGUA PRESENTE Y DE LA GEOMETRÍA ESTRUCTURAL DE LOS POROS
77. ¿CÓMO SE MIDE EL REGISTRO DE RESISTIVIDAD? AL MANDAR CORRIENTE A LA FORMACIÓN Y MEDIR LA FACILIDAD CON QUE FLUYE LA ELECTRISIDAD Ó AL INDUCIR UNA CORRIENTE ELÉCTRICA AL A FORMACIÓN Y MEDIR QUE TAN GRANDE ES 78. ¿DÓNDE PUEDE SER CORRIDO EL RG? EN POZOS ENTUBADOS YA QUE LO HACEN MUY ÚTIL COMO UNA CURVA DE CORRELACIÓN EN OPERACIONES DE TERMINACIÓN O MODIFICACIÓN DE UN POZO 79. ¿CÓMO ESTÁ COMPUESTO EL REGISTRO DE DECAIMIENTO TERMAL (TDT) Y QUÉ REQUIERE? CONSTA DE UN GENERADOR DE NEUTRONES DE ALTA VELOCIDAD, LA CUAL SE REDUCE RAPIDAMENTE HASTA LA LLAMADA “VELOCIDAD TERMAL”. EL REGISTRO TDT ES LA PRIMERA HERRAMIENTA QUE PERMITE DETERMINAR LA SATURACIÓN DE AGUA A TRAVÉS DE LA TR Y RETIENE INFORMACIÓN DE LA POROSIDAD 80. ¿CUALES SON LAS PRINCIPALES APLICACIONES DEL TDT? LOCALIZACIÓN DE ZONAS DE HIDROCARBUROS EN POZOS ADEMADOS, CONTROL DE PROYECTOS DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA, YA QUE DETERMINA LA SATURACIÓN RESIDUAL Y CORRELACIÓN DE PROFUNDIDAD DE POZOS ADEMADOS 81. ¿POR QUÉ ES IMPORTANTE LA TOMA DE INFORMACIÓN AL INICIO Y DURANTE LA VIDA PRODUCTIVA DEL YACIMIENTO? POR QUE CON ELLA SE CONOCE LA SITUACIÓN REAL DE UN POZO Y LA POSIBILIDAD DE MEJORAR SUS CONDICIONES DE EXPLOTACIÓN PARA LA CUAL SE NECESITA INFORMACIÓN SOBRE LAS CARACTERÍSTICAS DEL SISTEMA ROCA-FLUIDO, EN ESTADO ACTUAL DE AGOTAMIENTO DEL YACIMIENTO, EFICIENCIA DE TERMINACIÓN DEL POZO, ETC. 82. ¿CUALES SON LOS TRES TIPOS BÁSICOS DE MEDICIÓN DE FONDO Y PARA QUÉ SE UTILIZAN? DE CABLE DE LÍNEA, REGISTRO CON INSTALACIONES PERMANENTES Y REGISTRO RECUPERABLE EN SUPERFICIE. SE UTILIZA PARA OBTENER MEJORES RESULTADOS Y POR ELLO SE DEBE MEDIR CERCA DE LOS ESTRATOS PRODUCTORES
83. ¿CUÁL ES EL OBJETIVO Y EN QUÉ CONSISTE LAS CURVAS DE VARIACIÓN? CONSISTE BASICAMENTE EN GENERAR Y MEDIR VARIACIONES PRESIÓN EN LOS POZOS PARA OBTENER INFORMACIÓN DEL SISTEMA ROCAFLUIDO Y DE LOS MISMOS POZOS 84. MENCIONE LOS DIFERENTES TIPOS DE PRUEBA DE PRESIÓN DE INCREMENTO, DE DECREMENTO, PRUEBA DE INYECTIVIDAD, DE INTERFERENCIA Y DE DECREMENTO EN POZOS INYECTORES 85. ¿QUÉ SON LOS REGISTROS DE PRODUCCIÓN? SON LOS QUE SE PUEDEN TOMAR DESPUES QUE SE HAN CEMENTADO LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO , COLOCADO EL APAREJO DE PRODUCCIÓN Y DISPARADO EL INTERVALO PRODUCTO, ES DECIR DESPUES DE LA TERMINACIÓN INICIAL DEL POZO. 86. ¿QUÉ PERMITEN CONOCER LOS REGISTROS DE PRODUCCIÓN? PERMITEN CONOCER CON MÁS DETALLE EL COMPOTAMIENTO NO SOLO DE LOS POZOS, SI NO TAMBIÉN DE LAS FORMACIONES. 87. MENCIONE ALGUNOS DE LOS BENEFICIOS DE LOS REGISTROS DE PRODUCCIÓN. EVALUAR LA EFICIENCIA DE LA TERMINACIÓN, INFORMACIÓN DE LAS ZONAS QUE PRODUCEN O ACEPTAN FLUIDOS, DETECCIÓN DE ZONAS LADRONAS, FUGAS MECÁNICAS ETC. 88. EXPLIQUE A DETALLE ¿EN QUÉ CONSISTE EL REGISTRO DE MOLINETE? ES UN REGISTRO MEDIDOR CONTINUO DE GASTOS TIPO HELICE, QUE SE UTILIZA PARA MEDIR LAS VELOCIDADES DE LOS FLUIDOS EN EL INTERIOR DE LAS TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN Y REVESTIMIENTO, LA HERRAMIENTA ES COLOCADA EN EL CENTRO DE LA COLUMNA DE FLUIDO POR MEDIO DE CENTRADOS RESORTES Y CORRIDA A UNA VELOCIDAD CONSTANTE EN CONTRA DE LA DIRECCIÓN DEL FLUJO. 89. ¿CUÁLES SON LOS FACTORES PRINCIPALES QUE AFECTAN LA VELOCIDAD DEL REGISTRO DE MOLINETE? VELOCIDAD, VISCOSIDAD Y DIAMETRO DEL AGUJERO.
90. ¿CÓMO SE REALIZAN LOS REGISTROS DE EVALUACIÓN DE LA CEMENTACIÓN? SE REALIZA CON EL REGISTRO SÓNICO DE CEMENTACIÓN CBL, LA HERRAMIENTA CONSTA DE DOS SECCIONES: ACÚSTICA Y ELECTRÓNICA, LA SECCIÓN ACÚSTICA CONTIENE UN TRANSMISOR Y UN RECEPTOR. 91. ¿QUÉ INDICA EL REGISTRO CBL-VDL INDICA LA ADHERENCIA ENTRE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Y EL CEMENTO Y LA ADHERENCIA ENTRE EL CEMENTO Y LA FORMACIÓN. 92. ¿QUÉ ORIGINAN LA DEFICIENCIAS DE LA CEMENTACIÓN? ORIGINAN CONTINUAS DIFICULTADES EN LA VIDA PRODUCTIVA DE LOS POZOS Y A LO LARGO EN EL MEDIO AMBIENTE, ADEMAS DE LAS OPERACIONES COSTOSAS PARA CORREGIR ESTA ANOMALÍA. 93. ¿CUÁL ES EL OBJETIVO DE LA TUBERÍA DE EXPLOTACIÓN? AISLAR LAS ZONAS QUE CONTIENEN HIDROCARBURO, EVITAR LA MOVILIDAD DE LOS FLUIDOS CONTENIDO EN CADA ZONA Y PERMITE PRODUCIR Y CONTROLAR EL POZO. 94. ¿QUÉ ES UN LINER Y PARA QUÉ SIRVE? ES UA SECCIÓN DE TUBERÍA DE REVESTIMIENTO COLOCADO EN EL AGUJERO DESCUBIERTO Ó DENTRO DE OTRA TUBERÍA PARA CORREGIR DAÑOS EN LA TUBERÍA. 95. ¿PARA QUÉ SE REALIZA LA CEMENTACIÓN DEL LINER? PARA AISLAR ZONAS DE PRESIÓN ANORMAL, AHORRO ECONÓMICO, RAPIDA COLOCACIÓN EN LAS ZONAS PROGRAMADAS, Y REDUCIR LOS VOLUMENES DE CEMENTO. 96. MENCIONE LA CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS REVESTIMIENTO DE ACUERDO A SUS PROPIEDADES
DE
DIÁMETRO EXTERIOR, PESO POR UNIDAD DE LONGITUD, GRADO DE ACERO, TIPO DE JUNTA Y RANGO. 97. MENCIONE LA CLASIFICACIÓN DE LAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO DE ACUERDO A LAS CONDICIONES DEL AGUJERO. UNIÓN A BASE DE ROSCA Y UNIÓN A BASE DE SOLDADURA.
98. ¿PARA QUÉ SIRVE LA ZAPATA? PARA PROTEGER Y GUÍAR EN LA INTRODUCCIÓN A LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO, EVITANDO LA DEFORMACIÓN Y DESGASTE DE LA MISMA, PEUDEN SER DEL TIPO: GUÍA, FLOTADORA, DFIERENCIAL, DE PÉTALOS Y TIPO V. 99. ¿PARA QUÉ SIRVEN LOS COPLES? PROPORCIONAN LA SUPERFICIE DE SELLO Y EL PUNTO DE ASENTAMIENTO PARA LOS TAPONES DE CEMENTACIÓN, SE COLOCAN USUALMENTE DE A TRAMOS ARRIBA DE LA ZAPATA. PUEDEN SER DEL TIPO: FLOTADOR, DIFERENCIAL, RETENCIÓN Y CEMENTACIÓN MÚLTIPLE. 100.
¿PARA QUÉ SON LOS TAPONES DE CEMENTACIÓN?
PARA REALIZAR UNA BUENA LIMPIEZA (DIAFRAGMA) Y POSTERIORMENTE EL DESPLAZAMIENTO DE LA LECHADA DE CEMENTO (SÓLIDO) PARA EVITAR SU CONTAMINACIÓN. 101.
¿PARA
QUÉ SE UTILIZAN LOS CENTRADORES?
ES MUY CONVENIENTE QUE EN LAS ZONAS DE MAYOR INTERÉS QUEDE CENTRADA LA TUBERÍA CON LA FINALIDAD DE DISTRIBUIR LA LECHADA DE CEMENTO UNIFORMEMENTE 102.
¿QUÉ ES EL CEMENTO Y CUALES SON SUS TIPOS?
ES UN MATERIAL CON CIERTAS PROPIEDADES DE ADHERENCIA Y ES EL RESULTADO DE LA CALCINACIÓN DE UNA MEZCLA ESPECÍFICA DE CALIZA Y ARCILLA CON ADICIÓN DE ÓXIDO DE SÓDIO, POTÁSIO Y MAGNESIO. LA API LOS CLASIFICA DE LA SIGUIENTE MANERA: DE LA CLASE A-H 103.
¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS ACELERADORES?
PARA ACELERAR EL FRAGUADO DE LA LECHADA, PUEDEN SER:CLORURO DE CALCIO, CLORURO DE SÓDIO, YESO HIDRATADO Y AGUA DE MAR 104.
¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS RETARDADORES?
SE UTILIZAN PARA RETARDAR EL FRAGUADO DE LAS LECHADAS 105. ¿PARA DENSIDAD?
QUÉ
SE
UTILIZAN
LOS
ADITIVOS
PARA
ALTA
PARA AUMENTAR LA DENSIDAD DE LA LECHADA DEL CEMENTO, PARA CONTENER ALTAS PRESIONES DE LA FORMACIÓN Y MEJORAR EL
DESPLAZAMIENTO DEL LODO. LOS MÁS COMUNES SON: HEMATITA, BARITA, IMENTITA Y SAL 106. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS PARA LECHADAS DE BAJA DENSIDAD? SE PUEDEN ACONDICIONAR AGREGANDO MATERIALES QUE REQUIERAN AGUA CON UNA GRAVEDAD ESPECÍFICA BAJA Y ENTRE LAS MÁS COMUNES TENEMOS: BENTONITA, GILSONITA, SPHERELITE 107. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN CONTROLADORES DE FILTRADO?
LOS
ADITIVOS
PARA
PARA DESMINUIR LA DESHIDRATACIÓN O PÉRDIDA DE AGUA DE LA LECHADA A ZONAS POROSAS; PROTEGER FORMACIONES SENSIBLES Y MEJORAR LAS CEMENTACIONES FORZADAS 108. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS CONTRALODRES PARA PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN? PARA CONTROLAR PÉRDIDAS DE FLUIDO PREVIA CEMENTACIÓN, ENTRE LOS MÁS COMUNES SE TIENEN: GILSONITA, CEMENTO THIXOTRÓPICO, FLO-CHECK Y BENTONIA-CEMENTO-DIESEL 109. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS REDUCTORES DE FRICCIÓN? COMO DISPERSANTES EN LA LECHADA DE CEMENTO PARA REDUCIR LA VISCOSIDAD APARENTE DE LA LECHADA 110.
¿QUÉ SE REALIZA DESPUÉS DEL DESEÑO DE LA TR?
LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN PRIMARIA 111. ¿QUÉ SE TOMA EN CUENTA PARA LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN PRIMARIA? SE DEBE TOMAR EN CUENTA LOS MATERIALES, ADITIVOS, EQUIPOS, INTRODUCCIÓN Y DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO DE LA PROPIA CEMENTACIÓN 112.
MENCIONE LAS OPERACIONES PREVIAS A LA CEMENTACIÓN
ANÁLISIS DEL AGUA DISPONIBLE, PRUEBAS DE CEMENTO DE CADA LOTE RECIBIDO, PROGRAMA DE ACCESORIOS, DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO Y LOS BACHES ESPACIADORES
113. ¿POR QUÉ ES IMPORTANTE HACER ANÁLISIS DEL AGUA DISPONIBLE? ES DE GRAN IMPORTANCIA CONOCER LAS CARACTERÍSTICAS QUÍMICAS DEL AGUA PARA EFECTUAR PRUEBAS DE CEMENTO CON ELLA, CONSIDERANDO SI ES NECESARIO, QUE SE TRANSPORTE CUIDANDO LA SALINIDAD PARA QUE ESTA SEA MENOR A PPM DE CLORURO 114. ¿CUALES SON LAS CONDICIONES PARA UN PROGRAMA DE ACCESORIOS? ESTARÁ SUJETO BASICAMENTE A LOS OBJETIVOS QUE SE PERSIGUEN, FIJANDO NORMAS Y CONDICIONES QUE OPTIMICEN LOS RESULTADOS Y EVITANDO AL MÁXIMO UN INCREMENTO EN LOS COSTOS 115.
MENCIONE LAS OPERACIONES DURANTE LA CEMENTACIÓN
COLOCACIÓN DE ACCESORIOS Y REVISIÓN DE TRAMOS, INTRODUCCIÓN DE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO, LLENADO DE TUBERÍAS Y CIRCULACIÓN, INSTALACIÓN DE LA CABEZA DE CEMENTACIÓN Y TAPONES, VERIFICACIÓN DEL SISTEMA HIDRÁULICO DE BOMBEO SUPERFICIAL Y OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN 116. LAS SARTAS O APAREJOS DE PRODUCCIÓN ES EL MEDIO POR EL CUAL SE TRANSPORTAN LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO A LA SUPERFICIE 117. ¿CÓMO SE CLASIFICAN LAS SARTAS O APAREJOS DE PRODUCCIÓN? FLUYENTE, DE BOMBEO NEUMÁTICO, BOMBEO MECÁNICO, BOMBEO ELECTRO CENTRÍFUGO Y BOMBEO HIDRÁULICO 118. ¿QUÉ CONSIDERACIONES SE DEBEN DE TENER EN CUENTA PARA DISEÑAR APAREJOS DE PRODUCCIÓN? ÁNGULO DEL POZO, FLUIDOS DE PERFORACIÓN, PESO, VELOCIDAD DE ROTARIA Y OTROS PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN 119. ¿DE QUÉ VARIABLES DEPENDE EL ESFUERZO DE TORSIÓN EN LAS JUNTAS? ESFUERZO DEL ACERO, TAMAÑO DE CONECCIÓN, FORMA DE LA ROSCA, CARGA Y DE COEFICIENTE DE FRICCIÓN 120. ES POSIBLE INCREMENTAR EL ESFUERZO DE TORSIÓN HACIENDO JUNTAS CON D.E. GRANDES Y D.I. REDUCIDOS
121.
MENCIONES LAS CLASES DE TP
NUEVA, PREMIUM, CLASE Y CLASE 122. LAS PROPIEDADES DE LAS TUBERÍAS, LAS OPERACIONES PREVIAS, DURANTE Y POSTERIOR A LA CEMENTACIÓN, LOS ADITIVOS, LAS ZAPATAS SON CONSIDERACIONES DEL DISEÑO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN FALSO 123. EL FACTOR DE FLOTACIÓN, LOS AGENTES DE CORROSIÓN, LA PRESIÓN DEL YACIMIENTO SON CONSIDERACIONES DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN VERDADERO 124.
¿POR QUÉ ES IMPORTANTE EL FACTOR DE FLOTACIÓN?
PORQUE NOS REDUCE EL PESO TOTAL DE LA TUBERÍA 125. DEFINA CORROSIÓN CORROSIVOS
Y
MENCIONE
ALGUNOS
AGENTES
ES LA ALTERACIÓN Y DEGRADACIÓN DEL MATERIAL POR SU MEDIO AMBIENTE. LOS PRINCIPALES AGENTES QUE AFECTAN LAS TUBERIAS SON: LOS GASES DISUELTOS (OXÍGENO, DIÓXIDO DE CARBONO E HIDRÓGENO SULFURÓSO), SALES DISUELTAS (CLOROS, CABONATOS Y SULFATOS) Y ÁCIDOS 126. MENCIONE LOS PRINCIPALES FACTORES QUE INTERVIENEN PARA EL RESULTADO DE ALTAS VELOCIDADES DE CORROSIÓN EL PH, LA TEMPERATURA, LA VELOCIDAD HETEROGENEIDAD Y LOS ALTOS ESFUERZOS 127.
DEL
FLUJO,
LA
¿QUÉ ES LA PRESIÓN DE YACIMIENTO?
ES LA PRESIÓN CON LA CUAL APORTARÁ LA FORMACIÓN PRODUCTORA LOS HIDROCARBUROS A TRAVÉS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y ES NECESARIO CONOCER PARA IDENTIFICAR EL TIPO Y APAREJO A UTILIZAR 128. ¿PARA QUE EXTRANGULADORES?
SIRVEN
LOS
REGULADORES
Y
PARA REDUCIR LA PRESIÓN FLUYENTE EN LA CABEZA DEL POZO Y PREVIENE EL CONGELAMIENTO DE LAS LÍNEAS Y CONTROLES SUPERFICIALES 129. ¿QUÉ ES Y PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS SISTEMAS DE SEGURIDAD? ES LA PRIMERA LÍNEA DE PROTECCIÓN CONTRA CUALQUIER DESGRACIA EN LOS ACCESORIOS SUPERFICIALES. ESTOS SISTEMAS CONSISTEN DE VALVULAS CERRADAS MANTENIDAS ABIERTAS POR MEDIO DE GAS A BAJA PRESIÓN QUE ACTUA COMO PISTÓN 130.
¿QUÉ ES UN EMPACADOR?
ES UN DISPOSITIVO QUE BLOQUEA EL PASO DE LOS FLUIDOS ESPACIO ANULAR O DEL ESPACIO ANULAR A LA TP 131.
AL
¿COMO SE CLASIFICAN LOS EMPACADORES?
PERMANENTES, SEMIPERMANENTES Y RECUPERABLES 132.
¿PARA QUÉ SIRVEN LOS EMPACADORES?
PROTEGER LA TR DE LAS PRESIONES, TANTO DEL POZO COMO DE LAS OPERACIONES DE ESTIMULACIÓN, PROTEGER DE LOS FLUIDOS CORROSIVOS, AISLAR DE FUGAS EN LA TR, AISLAR DE DISPAROS CEMENTADOS A PRESIÓN FORZADAS O INTERVALOS DE PRODUCCIÓN MULTIPLE, CANCELACIÓN DE LOS CABECEOS O EL SUAVEO DE FLUIDOS, AUXILIAR DE INSTALACIONES ARTIFICIALES 133. ¿QUÉ PARÁMETROS SE DEBEN TOMAR EN CUENTA PARA UNA BUENA SELECCIÓN DE EMPACADORES? DIÁMETRO DE LA TR, GRADO Y PESO DE LA TR, TEMPERATURA A LA QUE ESTARÁ SOMETIDO, TENSIÓN Y COMPRESIÓN, PRESIÓN DE TRABAJO Y DISEÑO DE OPERACIÓN 134.
MENCIONE LOS TIPOS DE EMPACADORES QUE EXISTEN
RECUPERABLES, PERMANENTES, DE ANCLA, DE ANCLAJE POR PESO O AGARRE DE PARED, DE PASO DE DESVIADO, DE CABEZA DE CONTROL, HIDRÁULICOS, MULTIPLES Y ANCLAS HIDRÁULICAS 135.
¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES DE ANCLA?
CONSISTE SIMPLEMENTE DE UN ELEMENTO DE EMPAQUE EL CUAL PUEDE SER COMPRIMIDO Y DE ESTA MANERA FORZARLO A EXPANDERSE A LA TR 136. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES DE AGARRE DE PARED? CONSISTE GENERALMENTE DE UN ELEMENTO DE SELLO, UN JUEGO DE CUÑAS Y CONO. ESTE EMPACADOR ES ACCIONADO POR ROTACIÓN DE LA TP Y RESISTE ALTAS PRESIONES DIFERENCIALES 137. ¿EN QUÉ DESVIADO?
CONSISTEN
LOS
EMPACADORES
CON
PASO
CONSISTE EN UN ELEMENTO DE EMPAQUE ALREDEDOR UN APAREJO DE TP EN ADICIÓN A ALGÚN DISPOSITIVO DE PASO DE FLUIDO A TRAVÉS DEL ELEMENTO DE EMPAQUE 138. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES DE CABEZA DE CONTROL? ESTA PROVISTO POR UN DISPOSITIVO DE IGUALACIÓN ARRIBA DEL MISMO, SIN QUE SEA NECESARIO LEVANTAR LA COLUMNA DE FLUIDO ARRIBA DEL EMPACADOR Y SIN SESEMPACAR EL ELEMENTO DE SELLO DEL MISMO 139.
¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES HIDRÁULICOS?
PUEDEN SER PERMANENTES O RECUPERABLES CON CUÑAS O SIN CUÑAS, GENERALMENTE SE ACCIONAN POR PRESIÓN HIDROSTÁTICA EN LA TP, APLICADA A TRAVÉS DE ELLA DESDE LA SUPERFICIE 140.
¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES MULTIPLES?
SIMPLEMENTE ESTÁN CONSTRUIDOS PARA ALOJAR DOS O MÁS APAREJOS DE TP A TRAVÉS DE ELLOS PUEDEN SER COLOCADOS POR DIFERENTES DISPOSITIVOS 141.
¿EN QUÉ CONSISTEN LAS ANCLAS HIDRÁULICAS?
SON USADAS EN CONJUNTO CON LOS EMPACADORES Y SON OPERADAS HIDRÁULICAMENTE 142. ¿CUALES SON LOS FACTORES QUE TIENDEN A AUMENTAR EL PESO A UN EMPACADOR YA COLOCADO?
LA FRICCIÓN ENTRE TR Y LA TP, INCREMENTO DE LA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA TP, INCREMENTO DE LA PRESIÓN EN EL ESPACIO ANULAR Y DECREMENTO DE LA PRESIÓN DE LA TR POR EFECTO DE FLOTACIÓN Y CONTRACCIÓN RADIAL EXPANDIENDO SU LONGITUD 143. ¿CUALES SON LOS FACTORES QUE TIENDEN A DISMINUIR EL PESO A UN EMPACADOR ANCLADO? DECREMENTOEN LA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA TP, DECREMENTO DE LA PRESIÓN EN LA TR E INCREMENTO EN PRESIÓN DE LA TP POR INCREMENTO POR EFECTO DE FLOTACIÓN Y EXPANSIÓN RADIAL ACORTANDO SU LONGITUD 144. ¿CÓMO AFECTA LA FRICCIÓN EN LAS TUBERIAS? SE PRESENTAN GENERALMENTE ENTRE LA TP Y LA TRESPECIALENTE EN POZOS DESVIADOS, TENDERA A DISMINUIR EL TOTAL DEL PESO DE LA TP APLICADO EN EL EMPACADOR 145. MENCIONE LOS TIPOS DE CONEXIONES SUPERFICIALES DE CONTROL CONEXIONES SUPERFICIALES PARA EL BOMBEO NEUMÁTICO, MECÁNICO, ELECTROCENTRÍFUGO E HIDRÁULICO 146. DURANTE LA ETAPA DE TERMINACIÓN DE LOS POZOS EL DISPARO DE PRODUCCIÓN ES LA FASE MÁS IMPORTANTE, YA QUE PERMITE ESTABLECER COMUNICACIÓN DE LOS FLUIDOS ENTRE EL CUERPO PRODUCTOR Y LA TR 147. ¿QUÉ DISPAROS?
FACTORES
AFECTAN
EL
RESULTADOS
DE
LOS
EL GRADO DE TR, DENSIDAD DE DISPAROS, TIPOS DE FORMACIÓN, HUMEDAD Y TEMPERATURA 148.
¿QUÉ MENCIONA LA TEORIA DEL DISPARO?
ES UNA INVESTIGACIÓN DESARROLLADO POR EXXON, DONSE SE DESCUBRIÓ LA TRASCENDENCIA DEL TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS CON LODO O CON RESIDUOS DE LAS CARGAS PREFORMADAS. ESTE TRABAJO CONDUJO AL DESARROLLO DE CARGAS PREFORMADAS NO OBTURANTES, DE PISTOLAS DISPARADAS A TRAVÉS DE LA TP Y DE LA NORMA API RP149.
MENCIONE LOS TIPOS DE DISPARO EXISTENTES
BALA, CHORRO, PISTOLAS HIDRÁULICAS Y CORTADORES MECÁNICOS
150.
¿EN QUÉ CONSISTE EL DISPARO DE BALA?
LAS PISTOLAS DE BALA DE ½ IN DE DIÁMETRO O MAYORES SE UTILIZAN EN FORMACIONES CON RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN INFERIOR A PSI. LAS PISTOLAS DE BALA PUEDEN DISEÑARSE PARA DISPARAR SELECTIVA O SIMULTANEAMENTE 151.
¿EN QUÉ CONSISTE EL DISPARO A CHORRO?
EN QUE UN DETONADOR ELÉCTRICO INICIA UNA REACCIÓN EN CADENA QUE DETONA EL CORDON DE EXPLOSIVO, LA CARGA INTENSIFICADA DE ALTA VELOCIDAD Y FINALMENTE EL EXPLOSIVO PRINCIPAL, LA ALTA PRESIÓN GENERADA POR EL EXPLOSIVO ORIGINA EL FLUJO DEL RECUBRIMIENTO METÁLICO SEPARANDO SUS CAPAS EXTERNAS E INTERNAS 152. ¿PARA QUÉ DESINTEGRABLES?
SIRVEN
LAS
PISTOLAS
DESECHABLES
O
EVITAN EL RESQUEBRAJAMIENTO DE LA TR Y LA MAYOR PARTE DE LOS RESIDUOS QUE SE DEJAN DENTRO DE ELLA 153.
¿EN QUÉ CONSISTEN LAS PISTOLAS HIDRÁULICAS?
EN UNA ACCIÓN CORTANTE QUE SE OBTIENE LANZANDO A CHORRO UN FLUIDO CARGADO DE ARENA A TRAVÉS DE UN ORIFICIO CONTRA LA TR 154. ¿EN QUÉ CONSISTE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN PRIMARIA? CONSISTE EN BOMBEAR POR LA TR UN BACHE LAVADOR, UN ESPACIADOR, LECHADA DE CEMENTO DISEÑADA Y POSTERIORMENTE EL DESPLAZAMIENTO CALCULADO PARA ALCANZAR LA PRESIÓN FINAL REQUERIDA. 155.
¿EN QUÉ CONSISTEN LOS CORTADORES MECÁNICOS?
SE USAN CUCHILLAS Y HERRAMIENTAS DE MOLIENDA PARA ABRIR RANURAS O VENTANAS PARA COMUNICAR EL FONDO DEL POZO CON LA FORMACIÓN. 156. MENCIONE LOS AFECTAN DISPAROS CON PISTOLA
LOS
RESULTADOS
DE
LOS
TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS, LIMPIEZA DE LOS DISPAROS TAPONADOS, EFECTOS DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL, EFECTOS DE USAR FLUIDOS LIMPIOS Y EFECTO DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN. 157. ¿EN QUÉ TAPONADOS?
CONSISTE
LA
LIMPIEZA
DE
LOS
DISPAROS
EN ARENAS CONSOLIDADAS LAS HERRAMIENTAS DE SONDEO INSTANTANEO Y LAS LAVADORAS DE DISPAROS HAN SIDO USADAS CON ÉXITO PARA LIMPIAR LOS DISPAROS EN MUCHAS ÁREAS. 158. ¿EN QUÉ DIFERENCIAL?
CONSISTE
EL
EFECTO
DE
LA
PRESIÓN
CUANDO SE DISPARA EN LODO, CON UNA PRESIÓN DIFERENCIAL HACIA LA FORMACIÓN, LOS DISPAROS SE LLENAN CON PRATÍCULAS SÓLIDAS DE LODO DE LA FORMACIÓNY RESIDUOS DE LAS CARGAS. 159.
¿EN QUÉ CONSISTE EL EFECTO DE USAR FLUIDOS?
SI UNA PISTOLA EN LO PARTICULAR PROPORCIONAR UN TAMAÑO Y PENETRACIÓN ADECUADAS BAJO CIERTAS CONDICIONES DEL POZO, LA PRODUCTIVIDAD LIMPIA, MANTENIENDO UNA PRESIÓN DIFERENCIAL HACIA EL POZO. 160.
¿DE QUÉ DEPENDE LA DENSIDAD DE LOS DISPAROS?
LA DENSIDAD DE LOS DISPAROS GENERALMENTE DEPENDE DEL RITMO DE PRODUCCIÓN REQUERIDO, LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN, Y LA LONGITUD DEL INTERVALO DISPARADO. 161.
¿CÓMO ES EL COSTO DE LOS DISPAROS?
EL PRECIO DE LOS DISPAROS VARÍA; SIN EMBARGO, GENERALMENTE LOS COSTOS SON INFERIORES CUANO SE USAN BAJAS DENSIDAD DE DISPARO. 162. ¿QUÉ LIMITACIÓN EXISTE DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURA EN LOS DISPAROS? EXISTEN ESPECIFICACIONES SOBRE LAS PRESIONES Y TEMPERTURAS DE OPERACIÓN PARA TODAS LAS PISTOLAS. LAS PRESIONES EN EL FONDO DEL POZO PUEDEN LIMITAR EL USO DE ALGUNAS PISTOLAS CON CARGAS EXPUESTAS. 163.
¿EN QUE CONSISTE EL CONTROL DEL POZO?
SIEMPRE ES CONVENIENTE USAR UN PREVENTOR DE CABLE, LOS POZOS PRODUCTORES DE ACEITE, EN LOS POZOS PRODUCTORES DE GAS DEBERÁ USAR UN LUBRICADOR CON SELLO DE GRASA, ASI COMO EN TODOS LOS POZOS EN QUE SE PREVEA UN APRESIÓN SUPERFICIAL MAYOR DE PSI. 164.
¿EN QUÉ CONSISTEN LOS DISPAROS ORIENTADOS?
LOS DISPAROS ORIENTADOS SE REQUIEREN CUANDO SE USAN VARIAS SARTAS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, O EN TÉRMINOS MÚLTIPLES EN LAS QUE SE DISPARA A TRAVÉS DE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN, CUANDO ESTÁN JUNTAS TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN. 165. EL DAÑO (SKIN) SE OBTIENE MEDIANTE PRUEBAS DE POZO Y TIENE VARIOS COMPONENTES QUE DEBERÁN SER IDENTIFICADOS DE MANERA INDIVIDUAL. 166.
¿DE QUÉ FACTORES DEPENDE EL SKIN TOTAL?
DE LA GEOMETRÍA DEL DISPARO, LA DESVIACIÓN DEL POZO, LA TERMINACIÓN. 167. ¿CUÁLES SON LAS CUATRO CONDICIONES BÁSICAS DEL REGISTRO DE PRODUCCIÓN EN RELACIÓN DEL POZO? ESTADO MECÁNICO DEL POZO, CALIDAD DE LA CEMENTACIÓN, COMPORTAMIENTO DEL POZO Y EVALUACIÓN DE LA FORMACIÓN. 168. ¿LA PRODUCTIVIDAD O EFICIENCIA DE UNA TERMINACIÓN DE QUE PARÁMETROS DEPENDE? LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD, Y EL FACTOR DAÑO (SKIN). 169. ¿QUÉ FACTORES AFECTAN EL FLUJO EN UN SISTEMA DE POZO ABIERTO? EL DAÑO (SKIN) GOBIERNA PRINCIPALMENTE LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO Y EL DIÁMETRO DEL POZO DE IMPORTANCIA SECUNDARIA. 170. ¿QUÉ FACTORES AFECTAN EL FLUJO EN UN SISTEMA DISPARADO? LA DENSIDAD DE TIROS, PROFUNDIDAD DE PENETRACIÓN, FASE DE PISTOLA, DIÁMETRO DE LA PERFORACIÓN, DAÑO DEL AGUJERO. 171. MENCIONE LAS FUENTE DEL DAÑO QUE REDUCEN LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD O INCREMENTAN S.
FLUJO CONVERGENTE, DAÑO DEL AGUJERO DEL POZO, ZONA TRITURADA POR EL DISPARO Y PENETRACIÓN PARCIAL. 172. ¿CUÁNDO SE DICE QUE UN POZO ESTA PARCIALMENTE TERMINADO? CUANDO EL INTERVALO ABIERTO AL FLUJO ES MENOR QUE EL ESPESOR DEL YACIMIENTO. 173. LA MAYORÍA DE LOS POZOS NO PENETRAN PERPENDICULARMENTE LA FORMACIÓN PRODUCTORA. EL EFECTO ES, EN GENERAL, UN INCREMENTO EN LA PRODUCTIVIDAD DEL POZO O SKIN NEGATIVO YA QUE EXPONE UN ÁREA MAYOR AL FLUJO. VERDADERO 174. EL DAÑO EN LA FORMACIÓN POR LA PERFORACIÓN SE DEBE A LA INVASIÓN DE LA FORMACIÓN DE PARTÍCULAS DEL LODO O POR EL FILTRADO DEL LODO DE PERFORACIÓN. 175.
MENCIONE OTRAS FUENTE DE DAÑO A LA FORMACIÓN
POR ESTIMULACIÓN: MAL USO DE ACIDOS; POR PRODUCCIÓN: MIGRACIÓN DE FINOS DE FORMACIÓN O PRECIPITACIÓN; POR INYECCIÓN: INYECCIÓN DE PARTÍCULAS SÓLIDAS POR PRECIPITACIÓN. 176.
¿EN QUÉ CONSISTE EL PSEUDODAÑO?
INCLUYE TODOS LOS EFECTOS DEPENDIENTES DE LA FASE Y DE LA RAPIDEZ DE CAMBIO. EL DEPENDIENTE DE LA RAPIDEZ DE CAMBIO, ES IGUAL A Dq, DONE D ES EL COEFICIENTE NO-DARCY. 177. ¿CUÁLES SON LOS PARAMETROS QUE INFLUYEN EL DAÑO SKIN DEBIDO AL DISPARO? LA DENSIDAD DE DISPAROS, LA PENETRACIÓN, FASE Y DIÁMETRO DEL AGUJERO. 178. ¿EN QUÉ CONSISTE LA TÉCNICA PARA DISPARAR CON PRESIÓN DIFERENCIAL NEGATIVA? LAS PISTOLAS SON DISPARADAS BAJO CONDICIONES DE PRESIÓN MENOR EN EL POZO QUE LA DEL YACIMIENTO. EL BROTE DE PRESIÓN LIMPIA LAS PERFORACIONES. SI SE AGREGAN CARGAS PERFORADAS DE ALTO DESEMPEÑO, SE OBTIENE EL RESULTADO ÓPTIMO.
179.
¿QUÉ ES PRESIÓN DIFERENCIAL BAJO-BALANCEADA?
CUANDO LA PRESIÓN DE FORMACIÓN ES MAYOR A LA HIDROSTÁTICA. 180.
¿QUÉ ES PRESIÓN DIFERENCIAL SOBRE-BALANCEADA?
CUANDO LA PRESIÓN DE FORMACIÓN ES MENOR A LA HIDROSTÁTICA. 181. ¿EN QUÉ CONSISTE LA PRIMERA ETAPA DE LIMPIEZA DE POZOS POR PRESIÓN DIFERENCIAL? BROTE DE PRESION: SE LLEVA A CABO EN UN PERIODO DE TIEMPO CORTO, DEL ORDEN DE MILISEGUNDOS Y ES DETERMINANTE EN LA ELIMINACIÓN DEL DAÑO. 182. ¿EN QUÉ CONSISTE LA SEGUNDA ETAPA DE LIMPIEZA DE POZOS POR PRESIÓN DIFERENCIAL? FLUJO POSTERIOR AL DISPARO: ESTA ETAPA OCURRE CUANDO SE FLUYE EL POZO Y AUNQUE PUEDE AYUDAR A REMOVER ALGUNOS RESIDUOS DE LOS DISPAROS NO INFLUYE MAYORMENTE EN LA ELIMINACIÓN DEL DAÑO. 183. MENCIONE LAS TEORÍAS SOBRE LA ELIMINACIÓN DEL DAÑO POR DISPARO. NIVEL DE BAJO BALANCE EN FUNCIÓN DDE LA PERMEABILIDAD DE LA ROCA Y NIVEL DE BAJO BALANCE DEPENDIENTE DE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA. 184.
EXPLIQUE BREVEMENTE ESTAS TEORÍAS.
LA PRIMERA TEORÍA HA SIDO AMPLIAMENTE USADA Y DEFINE LA MAGNITUD DEL BAJO BALANCE EN FUNCIÓN DE LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN Y LA SEGUNDA ESTABLECE UNA RELACIÓN ENTRE LAS PROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA Y EL PROCESO DE LIMPIADO DE LA PERFORACIÓN. 185. LA PRESIÓN DECRECE ENTONCES CONFORME LA PISTOLA SE LLENA CON FLUIDO DEL POZO Y SE INCREMENTA DE NUEVO EN RESPUESTA AL FLUJO ENTRANTE DE FLUIDO DEL YACIMIENTO. 186. LA PRESIÓN DIFERENCIAL PUEDE CAMBIAR DE UNA CONDICIÓN DE BAJO BALANCE A SOBRE BALANCE Y LUEGO A UN AUMENTO EN EL BAJO BALANCE, COMO RESULTADO DEL LLENADO DE LA PISTOLA.
187. EL DAÑO (SKIN) POR EL DISPARO SE ORIGINA POR LA FORMACIÓN DE LA ZONA TRITURADA POR EL JET DE LA CARGA EXPLOSIVA. 188. ESTA ZONA DAÑADA TIENE APROXIMADAMENTE LA MISMA POROSIDAD QUE LA ROCA VIRGEN PERO MENOR PERMEABILIDAD. 189. LA RESISTENCIA MECÁNICA DE LA ZONA DAÑADA ES MENOR QUE LA ORIGINAL DE LA ROCA VIRGEN. 190. LA EXTENSIÓN DAÑADA DEPENDE PRINCIPALMENTE DEL TAMAÑO DE LA CARGA. 191. LA TÉCNICA MÁS ACEPTADA PARA DISMINUIR LA MAGNITUD DEL DAÑO ES EL DISPARO BAJO BALANCE. 192. CUANDO LA PRESIÓN DE FORMACIÓN ES MAYOR QUE LA PRESIÓN DEL POZO TENEMOS UNA CONDICIÓN DE BAJOBALANCE. 193. LA PRODUCCIÓN DE ARENA PUEDE GENERAR PROBLEMAS TAN SERIOS, QUE UN POZO CUYA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN CUESTAN MILLONES DE DOLARES. 194. EL DISPARO DE PRODUCCIÓN ES EL PROCESO QUE PERMITE FACILITAR LA CREACIÓN DE UN CANAL LIMPIO DE FLUJO ENTRE LA FORMACIÓN PRODUCTORA Y EL POZO CON UN MINIMO DAÑO A LA FORMACIÓN. 195.
¿EN QUÉ CONSISTE UN SISTEMA DE DISPAROS?
CONSISTE DE UNA COLECCIÓN DE CARGAS EXPLOSIVAS, CORDON DETONANTE, ESTOPÍN Y PORTACARGA. 196.
MENCIONE LA CLASIFICACIÓN DE LAS PORTACARGAS.
TUBO PORTADOR, LÁMINA Y ALAMBRE. 197.
MENCIONE LOS DISPOSITIVOS EXPLOSIVOS EN UN DISPARO.
CARGA MOLDEADA, CORDÓN EXPLOSIVO Y ESTOPÍN ELÉCTRICO. 198.
MENCIONE LOS COMPONENTE DE LA CARGA.
CARCAZA, PRIMER, LINER Y EXPLOSIVO PRINCIPAL. 199. LA CUBIERTA O CARCAZA ALOJA A LOS OTROS COMPONENTES. DEBE SOPORTAR ALTAS TEMPERATURAS Y SI NO
ESTA PROTEGIDA DEL MEDIO AMBIENTE DEL POZO POR EL TUBO PORTADOR, DEBE SER RESISTENTE A LA ABRASIÓN. 200. EL REVESTIMIENTO PROVEE DE LA MASA NECESARIA PARA QUE EL JET PENETRE EN LA TR, CEMENTO Y FORMACIÓN. 201. COMPLETE EL ESQUEMA DE CLASIFICACIÓN DE SÍSTEMA DE DISPAROS. SISTEMA DE DISPAROS
BAJADO POR CABLE (DBC)
BAJADO CON TUBERÍA
ENTUBADO RECUPERABLE
SEMIDESECHABLE
DESECHABLE
202. MENCIONE LAS ETAPAS DE UN CICLO DE VIDAD DEL YACIMIENTO. EXPLORACIÓN, DESCUBRIMIENTO, DELIMITACIÓN, PRODUCCIÓN PRIMARIA, PRODUCCIÓN SECUNDARIA, AVANZADA Y TAPONAMIENTO. 203.
DESARROLLO, EXPLOTACIÓN
MENCIONE LAS ETAPAS DE UN CICLO DE VIDAD DEL POZO.
UBICACIÓN Y ESTUDIO, ACONDICIONAMIENTO DEL LUGAR, PERFORACIÓN, PRODUCCIÓN, TOMA DE INFORMACIÓN, MANTENIMIENTO PREVENTIVO Y CORRECTIVO, ACONDICIONAMIENTO Y TAPONAMIENTO. 204. DURANTE LA VIDA PRODUCTIVA DEL POZO ES NECESARIO REACONDICIONAMIENTO PARA PROVECHAR LA ENERGÍA DEL YACIMIENTO O PARA ELIMINAR PROBLEMAS DE EN LA PRODUCCIÓN. 205.
¿QUÉ ES UNA REPARACIÓN MAYOR?
ES UNA INTERVENCIÓN EN LA QUE SE MODIFICA SUSTANCIAL Y DEFINITIVAMENTE LAS CONDICIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LA ZONA PRODUCTORA. 206. MENCIONE LAS REPARACIONES MAYORES QUE SE PUDEN REALIZAR. CAMBIO DE INTERVALO POR FLUIDOS NO DESEADOS, OBTURAMIENTO DE INTERVALOS POR BAJA PRODUCTIVIDAD O ALTA RELACIÓN GAS-ACEITE, INCORPORACIÓN O AMPLIACIÓN DE INTERVALOS, OPTURAMIENTO PARCIAL DE INTERVALOS, REENTRADAS, PROFUNDIZACIONES Y TAPONAMIENTO DEFINITIVO. 207.
¿QUÉ ES UNA REPARACIÓN MENOR?
ES UNA INTERVENCIÓN CUYO OBJETIVO ES CORREGIR FALLAS EN EL ESTADO MECÁNICO DEL POZO, RESTAURAR U OPTIMIZAR LAS CONDICIONES DE FLUJO DEL YACIMIENTO, SIN MODIFICAR LA ZONA PRODUCTORA. 208. MENCIONE LAS REPARACIONES MENORES QUE SE PUDEN REALIZAR. REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN, CAMBIOS DE APAREJO O DE EMPACADOR POR COMUNICACIÓN O DAÑO, LIMPIEZA DEL POZO, CORRECIÓN DE ANOMALÍAS EN TR, ESTIMULACIÓN, FRACTURAMIENTO, INDUCCIONES Y MANTENIMIENTO A CONEXIONES SUPERFICIALES. 209.
MENCIONE EL PROCESO DE REPACIÓN DE POZOS.
ANÁLISIS, PLANEACIÓN, EVALUACIÓN. 210.
DIAGNÓSTICO,
DISEÑO,
EJECUCIÓN
Y
CONTESTE LOS SIGUIENTES INCISOS.
211. SE REALIZA MEDIANTE EL AISLAMIENTO DEL INTERVALO YA SEA DE MANERA TEMPORAL O DEFINITIVA CON TAPONES MECÁNICOS O DE CEMENTO. DICHAS INTERVENCIONES PUEDEN EFECTUARSE CON EQUIPO CONVENCIONAL DE
A CAMBIO DE INTERVALO POR INVASIÓN DE FLUIDOS NO DESEADOS. B REENTRADAS
REPARACIÓN Y PUEDE SER A TRAVÉS DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN. ( A ) 212. CUANDO UN INTERVALO HA DECLINADO SU PRODUCCIÓN O SUS RELACIONES AGUA ACEITE O GAS ACEITE HAN AUMENTADO A LIMITES ECONÓMICAMENTE NO ACEPTABLES, ES NECESARIO OBTURARLO. ( C ) 213. CUANDO SE DETECTA (CON PRUEBAS DE PRESIÓN) QUE EXISTE DAÑO EN EL POZO POR CONVERGENCIA DE FLUIDOS, LO CUAL SE CORRIGE CON AMPLIACIÓN DEL INTERVALO. TAMBIÉN SI SE DEFINE QUE SE NECESITA INCREMENTAR PRODUCCIÓN O SI EXISTE UNA ZONA DE PRESIÓN SIMILAR, SE DISPARA AMPLIANDO EL INTERVALO. ( D )
C OBTURAMIENTO INTERAVALOS POR PRODUCTIVIDAD.
D INCORPORACIÓN AMPLIACIÓN DE INTERVALOS
214. SE HACE CON LA E PROFUNDIZACIONES FINALIDAD DE EVITAR LA PRODUCCIÓN DE FLUIDOS NO DESEADOS DE (AGUA O GAS) SE CONOCE TAMBIÉN COMO EXCLUSIÓN, ESTE PROBLEMA SE ORIGINA POR UNA DIFERENCIA EN MOVILIDAD DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO. ( F ) 215. CUANDO TERMINA LA OBTURAMIENTO PARCIAL VIDA PRODUCTIVA DEL UN INTERVALOS POZO Y EXISTEN ZONAS DEL YACIMIENTO AUN SIN DRENAR SE PUEDE APROVECHAS LA INFRAESTRUCTURA EXISTENTE.( B) 216. EL PROCESO
DE BAJA
Y/O
DE
BÁSICAMENTE CONSISTE EN ROMPER LA ZAPATA Y PERFORAR HASTA LA PROFUNDIDAD PROGRAMADA. ( E )
CORRECCÍON DE ANOMALÍAS 217. REQUIERE DE INFORMACIÓN BÁSICA DEL POZO TALES COMO: TIPO Y CARACTERÍSTICAS DE APAREJO DE PRODUCCIÓN (FLUYENTE, DE BOMBEO NEUMÁTICO, ETC.) ( ) 218. SI LA COMUNICACIÓN ES EN EL EMPACADOR DEPENDIENDO DEL TIPO, SE PUEDE ELIMINAR POR MOLIENDA Y PESCA CUANDO ES PERMANENTE, O SE SACA CON EL APAREJO CUANDO ES RECUPERABLE. ( ) 219. EN ESTE TIPO DE OPERACIONES NO SE REQUIERE UTILIZAR EL EQUIPO CONVENCIONAL DE MANTENIMIENTO PUEDE UTILIZARSE OTROS EQUIPOS CONSIDERADOS ESPECIALES COMO SON TUBERÍA FLEXIBLE, GENERADOR DE ESPUMA, GENERADOR DE ACEITE CALIENTE, LÍNEA DE ACERO. ( ) 220. LAS PRINCIPALES FALLAS OBSERVADAS EN LAS TR SON DESPRENDIMIENTO, ROTURA, COLAPSO. LAS CAUSAS QUE LAS ORIGINAN PUEDEN SER FATIGA, DESGASTE, EFECTOS DE CORROSIÓN O ESFUERZOS EXCESIVOS SOBRE LA TR. ( )
ESTIMULACIÓN, FRACTURAMIENTOS O INDUCCIÓN.
LIMPIEZA DEL POZO
CAMBIO DE APAREJO O EMPACADOR POR COMUNICACIÓN O DAÑO.
221. DESPUÉS DE LA REACONDICIONAMIENTO TERMINACIÓN, UN APAREJO DE PRODUCCIÓN MANTENIMIENTO MAYOR O CON EL DESARROLLO DE LA VIDA PRODUCTIVA DE LOS POZOS GENERALMENTE SE REQUIERE RESTAURAR O MEJORAR LAS CONDICIONES DE FLUJO DEL INTERVALO PRODUCTOR O INYECTOR. ( )
XA SENCILLO SELECTIVO 222. VENTAJAS PRODUCCIÓN MULTIZONAS INTERVALOS LARGOS POZOS HP,HT BAJO COSTO REINTERVENCIÓN T.T. SELECTIVO DESVENTAJAS RESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS. 223. VENTAJAS PRODUCCIÓN UNA ZONA BAJO COSTO REINTERVENCIÓN T.T.
XB TIEBACK
DESVENTAJAS RESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS. PRODUCCIÓN DE FINOS NO SELECTIVO (ESTIMULACIÓN) PARA FORMACIONES CONSOLIDADAS 224. VENTAJAS PRODUCCIÓN MULTIZONAS MÉTODO EFICAZ DE CONTROL FORMACIONES NO CONSOLIDADAS
XC DOBLE TERMINACIÓN
XC TUBINGLESS DESVENTAJAS CAÍDA DE PRESIÓN ADICIONAL
DE
225. VENTAJAS PRODUCCIÓN MULTIZONAS DESVENTAJAS ALTO COSTO( T .I) FLUJO CRUZADO ACCESORIOS MÚLTIPLES XX CONVENCIONAL 226. VENTAJAS ALTO GASTO DE PRODUCCIÓN POZOS DE ACEITE MENORES CAÍDAS DE PRESIÓN SELECTIVO DESVENTAJAS ALTO COSTO 227. VENTAJAS PRODUCCIÓN MULTIZONAS ALTO COSTO
XY AGUJERO DESCUBIERTO
DESVENTAJAS RESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS. ACCESORIOS VARIOS PARA CONTROL 228. VENTAJAS BAJO COSTO TERMINACIÓN SIN EQUIPO POZOS SOMEROS POZOS DE GAS DESVENTAJAS RESTRICCIÓN DE PASO DE HERRAMIENTAS EN DIÁMETROS PEQUEÑOS
XZ CONTROL DE ARENA
229. EL APAREJO DE PRODUCCIÓN ES EL MEDIO POR EL CUAL SE TRANSPORTAN LOS HIDROCARBUROS DEL YACIMIENTO A LA SUPERFICIE, ESTE DEBE SOPORTAR ÍNTEGRAMENTE LAS PRESIONES Y LOS ESFUERZOS A QUE ES SOMETIDO DURANTE LAS OPERACIONES. 230.
¿QUÉ ES LA TENSIÓN?
ES LA FUERZA GENERADA POR EL PESO DE LA PROPIA TUBERÍA 231.
¿QUÉ ES EL COLAPSO?
ES LA FUERZA GENERADA POR LOS FLUIDOS DE LA FORMACIÓN, TALES COMO GAS, ACEITE, AGUA SALADA, ETC. 232.
¿QUÉ ES LA FUERZA DE COMPRESIÓN?
ES LA FUERZA GENERADA POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN DURANTE LA INTRODUCCIÓN O EL CEMENTO DURANTE LA CEMENTACIÓN. 233.
¿QUÉ ES LA PRESIÓN INTERNA?
GENERADA POR LOS FLUIDOS UTILIZADOS DURANTE LA PERFORACIÓN. SIN EMBARGO, SE PUEDEN PRESENTAR MANIFESTACIONES DE LA FORMACIÓN, TALES COMO: GAS, ACEITE, AGUA SALADA, ETC. 234.
¿QUÉ ES EL FACTOR DE DISEÑO?
LOS EFECTOS DE CARGA SON SEPARADOS DE LA RESISTENCIA DE LA TUBERÍA POR UN MULTIPLICADOR CONOCIDO COMO FACTOR DE SEGURIDAD, CUYA FUNCIÓN ES TENER UN RESPALDO EN EL DISEÑO, DEBIDO A LA INCERTIDUMBRE EN DETERMINAR LAS CONDICIONES DE CARGA REALES, ADEMÁS DEL CAMBIO DE LAS PROPIEDADES DEL ACERO DEBIDO A CORROSIÓN Y DESGASTE. 235.
¿CUÁLES SON LOS EFECTOS DE LA TEMPERATURA?
EL INCREMENTO DE TEMPERATURA PRODUCE UNA DISMINUCIÓN EN LA RESISTENCIA A LA CEDENCIA DE LOS TUBULARES, POR LO TANTO SE DEBE APLICAR UN FACTOR DE CORRECCIÓN POR ESTE EFECTO Y OBTENER EL VALOR REAL DE LA RESISTENCIA. 236.
¿QUÉ ES EL EFECTO PÍSTON?
EL EFECTO DE PISTÓN SE BASA EN LA LEY DE HOOKE Y SE DEBE A LA DIFERENCIAL DE PRESIÓN ACTUANDO SOBRE UNA DIFERENCIAL DE ÁREA, ENTRE LA TUBERÍA DE PRODUCCIÓN Y EL EMPACADOR. 237.
¿QUÉ ES EL EFECTO BALLONING?
CUANDO LA PRESIÓN INTERNA EN UN APAREJO DE PRODUCCIÓN ES MAYOR QUE LA PRESIÓN EXTERNA, LOS ESFUERZOS RADIALES QUE ACTÚAN SOBRE LA PARED GENERAN UNA EXPANSIÓN (AGLOBAMIENTO)
DEL TUBO, ESTE FENÓMENO CAUSA UNA CONTRACCIÓN LONGITUDINAL DEL APAREJO. 238.
¿QUÉ ES EL EFECTO BUCKLING?
BUCKLING (PANDEO HELICOIDAL) ES PRODUCIDO POR UNA DIFERENCIAL DE PRESIÓN ACTUANDO SOBRE UN ÁREA TRANSVERSAL DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN, CAUSANDO UN ACORTAMIENTO DE LA TUBERÍA (-) Y EL PANDEO SE PRODUCE DEL PUNTO NEUTRO PARA ABAJO. 239. EL EMPACADOR ES UN ACCESORIO EMPLEADO PARA SELLAR LA PARTE EXTERIOR DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN Y LA PARTE INTERIOR DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Ó DE EXPLOTACIÓN. EL EMPAQUE ES REALIZADO POR EL ELEMENTO DE SELLO QUE SE EXPANDE CONTRA EL REVESTIMIENTO. Recuperación secundaria y mejorada 240.
¿QUÉ ES PERMEABILIDAD ABSOLUTA?
PERMEABILIDAD DE LA ROCA SATURADA POR UN FLUIDO 241.
¿QUÉ ES PERMEABILIDAD EFECTIVA?
PERMEABILIDAD DE LA ROCA A UN FLUIDO CUANDO LA ROCA ESTÁ SATURADO SOLO PARCIALMENTE CON ESE FLUIDO. 242.
¿QUÉ ES LA PERMEABILIDAD RELATIVA?
RELACIÓN DE LA PEREMABILIDAD EFECTIVA CON RESPECTO A ALGÚN VALOR BASE. 243.
¿QUÉ ES LA POROSIDAD?
PARTE DEL VOLUMEN TOTAL DE ROCA, COMPUESTA PO POROS INTERCONECTADOS. 244.
¿QUÉ ES LA MOJABILIDAD?
ES LA TENDENCIA DE UN FLUIDO A EXTENDERSE O ADHERIRSE SOBRE UNA SUPERFICIE SÓLIDA EN PRESENCIA DE OTROS FLUIDOS INMICIBLES. 245.
¿QUÉ ES LA PRESIÓN CAPILAR?
SE EXPRESA COMO LA PRESIÓN EN LA FASE QUE NO MOJA MENOS LA PRESIÓN DE LA FASE QUE MOJA Y POR TANTO, COMUNMENTE TIENE
VALOR POSITIVO. O LA DIFERENCIA ENTRE LAS PRESIONES DE DOS FASES CUALESQUIERA SE DEFINE COMO PRESIÓN CAPILAR. 246. EXPRESE LA ECUACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR AGUAACEITE. PC= PO-PW 247.
EXPRESE LA ECUACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR GAS-AGUA.
PC= PG-PW 248. ¿QUÉ SON LAS CARACTERÍSTICAS DE PERMEABILIDAD RELATIVA? SON UNA MEDIDA DIRECTA DE LA CAPACIDAD DE UN SISITEMA POROSO PARA CONDUCIR UN FLUIDO EN LA PRESENCIA DE UNO O VARIOS FLUIDOS. 249. LAS PROPIEDADES ¿EFECTO DE QUÉ ES?
DE
LA
PERMEABILIDAD
RELATIVA,
ESTAS PROPIEDADES DE FLUJO SON EL EFECTO COMBINADO DE LA GEOMETRÍA DE LOS POROS, LA MOJABILIDAD, LA DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS Y LA HISTORIA DE LA SATURACIÓN. 250.
MENCIONE LAS TRES DIFERENTES PERMEABILIDADES BASE.
K ABSOLUTA DEL AIRE, K ABSOLUTA DEL AGUA Y LA K AL ACEITE A LA SATURACIÓN DE AGUA CONGENITA DEL YACIMIENTO. 251. ¿CÓMO ES LA SATURACIÓN DE AGUA CONGENITA EN UN YACIMIENTO MOJADO POR AGUA? GENERALMENTE MAYOR DE A % DE VP. 252. ¿CÓMO ES LA SATURACIÓN DE AGUA CONGENITA EN UN YACIMIENTO MOJADO POR ACEITE? GENERALMENTE MENOS DEL % DE VP, FRECUENTEMENTE MENOR DEL %. 253.
¿QUÉ ES HISTÉRESIS?
ES LA DIFERENCIA DE LAS PROPIEDADES DE LA ROCA CON FLUIDOS MULTIPLES, QUE DEPENDE DEL SENTIDO DE LA VARIACIÓN DE LA SATURACIÓN.
254.
¿QUÉ ES LA EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO DE ACEITE?
ESTE TÉRMINO SE REFIERE A LA PORCIÓN DE ACEITE INICIALMENTE IN SITU, QUE EL AGUA DESPLAZA DE UN VOLUMEN UNITARIO DEL YACIMIENTO. 255. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DE LA MOJABILIDAD DE LA ROCA SOBRE EL COMPORTAMIENTO DE LA PRODUCCIÓN DE ACEITE? QUE EL DESPLAZAMIENTO DE UN FLUIDO QUE MOJA LA ROCA POR UN FLUIDO NO MOJANTE ES MENOS EFICIENTE QUE EL DESPLAZAMIENTO DE UN FLUIDO QUE NO MOJA LA ROCA POR UN FLUIDO MOJANTE, SI PERMANCEN CONSTANTES TODOS LOS DEMÁS FACTORES. 256. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DE LAS VISCOSIDADES DEL ACEITE Y DEL AGUA? QUE UNA VISCOSIDAD DE ACEITE MÁS ELEVADA PRODUCE UN DESPLAZAMIENTO MENOS EFICIENTE; ES DECIR, EXISTE UNA RECUPERACIÓN MÁS BAJA PARA CUALQUIER RELACIÓN AGUA-ACEITE Y SE REQUIEREN UN MAYOR VOLUMEN DE AGUA INYECTADA PARA LOGRAR LA RECUPERACIÓN. 257. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DEL ECHADO DE LA FORMACIÓN Y DEL GASTO? CUANDO EL AGUA DESPLAZA AL ACEITE ECHADO ARRIBA, SE OBTIENE UN COMPORTAMIENTO MÁS EFICIENTE CON GASTOS REDUCIDOS; ES DECIR, LA FUERZA DE LA GRAVEDAD DOMINA. SIN EMBARGO, CUANDO EL ACEITE ES DESPLAZADO ECHADO ABAJO, LOS GASTOS MÁS ELEVADOS LOGRAN MEJOR EFICIENCIA, PUESTO QUE HAY MENOR TENDENCIA DEL AGUA A FILTRARSE HACIA ABAJO, POR GRAVEDAD, A TRAVÉS DEL ACEITE. 258. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DE LA SATURACIÓN INICIAL DE GAS? EN LA INYECCIÓN DE AGUA SE PRODUCIRÁ UN BANCO DE ACEITE ADELANTE DEL AGUA INYECTADA. ESTE BANCO DE ACEITE DESPLAZARÁ UNA PARTE DEL GAS LIBRE, ATRAPANDO EL RESTO. DEPENDE DEL VOLUMEN DE GAS ATRAPADO EXISTENTE EN EL FRENTE DE INVASIÓN. SI NO QUEDA GAS EN UN ELEMENTO DE LA ROCA EN EL MOMENTO EN EL QUE EL FRENTE DE INVASIÓN LLEGA A ESTE NO HABRÁ INFLUENCIA SOBRE EL DESPLAZAMIENTO DE ACEITE. 259.
¿QUÉ ES LA RELACIÓN DE MOVILIDAD?
SE CONOCE COMO EL COCIENTE DE LAS RELACIONES DE PERMEABILIDAD/VISCOSIDAD (Κ/µ) DE UN FLUIDO DESPLAZANTE CON RESPECTO A OTRO FLUIDO DESPLAZADO. 260.
¿QUÉ ES LA EFICIENCIA DE BARRIDO?
SE PUEDE DEFINIR LA EFICIENCIA DE BARRIDO COMO LA RAZÓN DEL VOLUMEN DEL BARRIDO A CUALQUIER TIEMPO AL VOLUMEN TOTAL SOMETIDO A INVASIÓN. 261.
MENCIONE LOS FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDAD
LOCALIZACIÓN Y SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE, DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO, EL VALOR Y LA LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO RESIDUAL Y EL MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO. 262.
DEFINA EL TERMINO MOJABILIDAD FRACCIONAL
SE CONSIDERA CUANDO LA SUPERFICIE ROCOSA PUEDE TENER ÁREAS MOJADAS POR AGUA Y ÁREAS MOJADAS POR ACEITE, DE LO QUE RESULTA UNA MOJABILIDAD INTERMEDIA. 263.
DEFINA MOJABILIDAD UNIFORME
CUANTIFICABLE POR EL ANGULO DE CONTACTO FORMADO ENTRE LAS SUPERFICIES DEL SÓLIDO Y LA INTERFASE ENTRE LOS FLUIDOS. 264. MENCIONE LAS FUERZAS CAPILARES QUE SE UTILIZAN PARA ENTENDER LAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS. TENSIÓN SUPERFECIAL CAPILAR. 265.
E
INTERFACIAL,
MOJABILIDAD
Y
PRESIÓN
EXPLIQUE QUE SON LAS FUERZAS VISCOSAS.
SE REFLEJAN EN LA MAGNITUD DE LA CAÍDA DE PRESIÓN QUE OCURRE COMO RESULTADO DEL FLUJO DE UN FLUIDO A TRAVÉS DE UN MEDIO POROSO. 266. EXPLIQUE DETALLADAMENTE LA TENSIÓN INTERFACIAL Y LA SUPERFICIAL. CUANDO DOS FASES INMISCIBLES COEXISTEN EN UN MEDIO POROSO, LA ENERGÍA DE SUPERFICIE RELACIONADA CON LAS INTERFASES DE LOS FLUIDOS INFLUYE EN SU SATURACIÓN, DISTRIBUCIÓN Y DESPLAZAMIENTO. SI EL YACIMIENTO HA SIDO INVADIDO CON AGUA O
TIENE LA INFLUENCIA DE UN ACUÍFERO, LAS SATURACIONES DE AGUA SERÁN ALTAS Y LA FASE AGUA SERÁ MÓVIL. 267.
¿QUÉ ES TENSIÓN INTERFACIAL?
SE UTILIZA USUALMENTE PARA EL CASO ESPECIFÍCO DONDE LA SUPERFICIE DE CONTACTO ES ENTRE UN LÍQUIDO Y SU VAPOR O AIRE; ASÍ, POR EJEMPLO, LA TENSIÓN SUPERCIAL DEL AGUA EN CONTACTO CON SU VAPOR Y A LA TEMPERATURA AMBIENTE, ES DE DINAS/ CM. 268. EXPLIQUE EL EXPERIMENTO MÁS SIMPLE PARA DETERMINAR LA TENSIÓN SUPERFICIAL. PARA MEDIR LA TENSIÓN SUPERFICIAL DE UN LÍQUIDO ES USANDO UN TUBO CAPILAR. CUANDO UN TUBO DE RADIO r SE COLOCA EN U RECIPIENTE CON AGUA, ESTÁ SE ELEVARÁ EN EL CAPILAR A CIERTA ALTURA h, COMO RESULTADO DE LAS DIFERENTES FUERZAS QUE ACTÚAN A TRAVÉS DE LA CURVATURA DEL MENISCO. 269.
EXPRESE LA ECUACIÓN DE LA TENSIÓN
σ= (rh(ρw- ρa))/ ( cosθ) 270.
INDICAR EL TIPO DE MOJABILIDAD PARA ESTAS FIGURAS
a) MOJADO POR AGUA b) MOJADO POR ACEITE c) MOJABILIAD NEUTRA O INTERMEDIA d) 271. COMPLETE LAS SIGUIENTES ORACIONES SEA At, TENSIÓN DE ADHESIÓN. SI At ES POSITIVA, INDICA QUE EL LÍQUIDO MÁS DENSO (AGUA) MOJA PREFERENCIALMENTE LA SUPERFICIE SÓLIDA Y θc MENOR A °. SI At ES NEGATIVA, INDICA QUE EL LÍQUIDO MENOS DENSO MOJA PREFERENCIALMENTE LA SUPERFICIE SÓLIDA Y θc MAYOR A °.
SI At ES CERO, INDICA QUE AMBAS FASES TIENEN IGUAL AFINIDAD POR LA SUPERFICIE SÓLIDA Y θc=°. 272. ¿QUÉ FACTORES PUEDEN SER AFECTADOS POR LA MOJABILIDAD? LA LOCALIZACIÓN Y LA SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE, LA DISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO, ESTO ES ¿, LA LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Y DEL AGUA EN EL ESPACIO POROSO, EL VALOR Y LA LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO RESIDUAL Y EL MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO. 273.
DEFINA PRESIÓN CAPILAR
SE DEFINE COMO LA DIFERENCIA DE PRESIÓN A TRAVÉS DE LA INTERFASE QUE SEPARA DOS FLUIDOS INMISCIBLES, UNO DE LOS CUALES MOJA PREFERENCIALMENTE LA ROCA. 274.
ESCRIBA LA ECUACIÓN DE PRESIÓN CAPILAR.
PC= ( σ cos θc)/ r 275. ¿QUÉ INFORMACIÓN OBTENEMOS DE LAS CURVAS DE PRESIÓN CAPILAR? LA PENDIENTE DE LA CURVA DURANTE EL DRENAJE ES UNA BUENA MEDIDA CUALITATIVA DEL RANGO DE DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE LOS POROS: A MAYOR HORIZONTALIDAD DE LA CURVA Pc, MAYOR UNIFORMIDAD DEL TAMAÑO DE POROS. 276.
SEÑALE EN LA IMAGEN QUE PROCESO CORRESPONDE
277.
EXPLIQUE LA IMAGEN SIGUIENTE
PARA UNA ROCA PERMEABLE LA RELACIÓN DE PRESIÓN CAPILAR Y SATURACIÓN TAMBIÉN DEPENDE DEL TAMAÑO Y DISTRIBUCIÓN DE LOS POROS. LA CURVA C ES PARA UNA ROCA DE BAJA PERMEABILIDAD QUE MUESTRA UNA ALTA PRESIÓN DE DESPLAZAMIENTO INICIAL; LA CURVA B, PARA UNA PERMEABILIDAD INTERMEDIA Y LA CURVA A, PARA UNA DE ALTA PERMEABILIDAD Y BAJA PRESIÓN DE DESPLAZAMIENTO INICIAL. 278.
¿QUÉ SON LOS METODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA?
SE CLASIFICA COMO RECUPERACIÓN MEJORADA CUALQUIER MÉTODO QUE SE APLIQUE O BIEN DESPUÉS DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR DRENAJE DE AGUAO BIEN EN LUGAR DE LOS MÉTODOS CONVENCIONALES DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE AGUA. 279. ¿CUÁLES SON Y EN QUE CONSISTEN LOS MÉTODOS TÉRMICOS? INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR, INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR Y COMBUSTIÓN IN SITU. CONSISTEN ESENCIALMENTE EN INYECTAR ENERGÍA Y AGUA EN EL YACIMIENTO, CON EL FIN DE REDUCIR NOTABLEMENTE LA VISCOSIDAD DEL CRUDO. SON MÉTODOS DE APLICACIÓN CASI IMPRESCINDIBLE PARA CRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS.
280. ¿CUÁLES SON Y EN QUE CONSISTEN LOS MÉTODOS QUÍMICOS? MÉTODOS MISCIBLES (SOLVENTES, CO, MICROEMULSIONES), MÉTODOS DE BAJA TENSIÓN (SURFACTANTE), MÉTODOS ALCALINOS, INYECCIÓN DE AGUA VISCOSA (POLIMEROS) Y COMBINACIÓN DE LOS TRES ANTERIORES (ASP). EL ÚNICO MÉTODO MISCIBLE QUE PARECE TENER UN INTERÉS ECONÓMICO (A UN PRECIO DE PETRÓLEO A MÁS DE $/BARRIL) ES EL MÉTODO DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO. LOS MÉTODOS DE INYECCIÓN DE MICROEMULSIOBES CON EL FIN DE OBTENER LA MISCIBLIDAD DEL AGUA Y CRUDO REQUIEREN DEMASIADO SURFACTANTE PARA SER ECONÓMICOS.
