cuestionario de ingenieria petrolera

8/10/2019 Cuestionario de Ingenieria Petrolera

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Conceptos fundamentales de la ingeniería petrolera.1. ¿Qué es Ingeniería Petrolera?

Es la parte de la ingeniería que combina métodos científicos y artesanales orientados aldesarrollo 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 hidrocarburosinsolubles 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 algunas4. ¿Cuáles son los componentes básicos para la generación de hidrocarburos?

Presión, temperatura, roca generadora, roca almacenadora, roca sello, trampa, migración ysincronía.

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 posteriortransformación de la materia orgánica en hidrocarburos. La roca generadora debe serenterrada a una profundidad suficiente (más de 1000 m) para que la materia orgánicacontenida pueda madurar hasta convertirse en aceite y/o gas, además de que se encuentre enuna 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 orgánicosconstituyentes de los seres vivos, tales como carbohidratos, proteínas, etc.) son sometidos aun 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 contenidode 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 conmateria orgánica de origen continental, que fue transportada y depositada mediante ríos. Esuna mezcla de fitoplancton, zooplancton y restos de plantas y animales de origencontinental. 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 deorigen 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 tipode kerógeno no es importante en la generación de hidrocarburos.



17. Menciona la clasificación general de los ambientes de depósito y por medio deque se distinguen.

Se clasifican en Continentales, Transicionales y Marinos; para distinguirlos hay queconocer 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 setransforma en hidrocarburos. El kerógeno sufre transformación térmica y genera el petróleo(geomonómero), gas húmedo y condensado. Posteriormente, y debido a condiciones másdrásticas 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 hasta225 °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 sedesarrolla a temperaturas mayores a los 225 °C, y es la última etapa dentro de latransformación 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, esdecir, 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 rocasdenominada 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, laextracción de hidrocarburo es relativamente fácil en este tipo de poros.

Cul-de-sac, conectados o sin salidaEste tipo de porosidad tiene una garganta poral conectada con otros poros; se puede producir hidrocarburo por la presión natural del yacimiento.

Poro cerrado o aisladoEl poro se encuentra completamente cerrado, no tiene ninguna garganta poral conectadacon 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 contenerfluidos y se encuentran comunicados entre sí; es la relación entre el volumen de porosinterconectados 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 porlos espacios que pueden contener fluidos pero no están comunicados entre sí; es la relaciónentre 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 porosinterconectados es igual al volumen total de los poros de la roca, entonces la porosidadabsoluta 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 deposicionamiento?

Porosidad PrimariaLa porosidad primaria se puede dividir en dos tipos:

Porosidad intergranular o entre partículasÉsta se produce entre los granos de un sedimento, es típica de las areniscas. También seencuentra generalmente en calizas recién depositado. Sin embargo, a menudo en las calizasse pierde esta porosidad por la cementación.

En la porosidad intergranular las gargantas porales se encuentran interconectadas unas conotras. 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 esequivalente a la porosidad total.



Porosidad intragranular o intrapartículaÉsta ocurre dentro de los mismos granos del sedimento. Ésta porosidad es típica en elrecién posicionamiento de los esqueletos de la calizas. No es habitual que estos poros seconserven. 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 laroca madre después del posicionamiento primario. Los principales tipos de porosidadsecundaria son:

FenestralesSe desarrolla donde hay una laguna en el marco de la roca, más grande que el normalsoportado 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.

IntercristalinaSe produce entre los cristales y es el tipo de porosidad encontradoen importantes yacimientos de petróleo y gas. En calizasrecristalizadas, porosidad intercristalina es insignificante. Sinembargo, 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 oestratigráfica (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 delkerógeno, así como su transporte dentro y a través de los capilares y poros estrechos de lasrocas 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 acciónquímica, fuerzas debidas a movimientos tectónicos y a la profundidad de sepultamiento yfuerzas 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 yconserve de manera natural durante un cierto periodo de tiempo. Es decir, son receptáculoscerrados 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 petrolerastienen 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 latrampa.

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 yacimientos35. 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 lesdenomina 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 elhidrocarburo se encuentra ocasionalmente en rocas ígneas. Las rocas sedimentarias quecontienen hidrocarburos pueden dividirse en dos clases como son:

Detríticas y Químicas. Los sedimentos detríticos o clásticos provienen de la desintegraciónde 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 cuencasedimentaria 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 porevaporación del agua de mar en cuencas cerradas.

Cabe indicar que: un entendimiento adecuado de los sedimentos debe ser descriptivo ygenético, debe saberse de que está compuesto el sedimento, como se formó, como seacumuló el hidrocarburo y en consecuencia encontrar la mejor forma de producir esterecurso

Haciendo una consideración general se puede ver que la composición mineral estádirectamente relacionada con la estructura y textura predominante con un determinadotamaño 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 profundasdel mar, más conocidas como los arrecifes. Las dolomitas se originan de la sustitución decalcio 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 yacimientosde 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, estofacilita la movilización de los fluidos como aguas meteóricas; estos movimientos producenun agrandamiento de las fisuras, desarrollo de los poros y aún de cavernas de clase muyirregular 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 existenciade formación orogénica.

Yacimientos de evaporitas. (Sal , Ahidrita y Yeso) Son depósitos de considerable espesorse forman en cuencas sedimentarias cuando tales cuencas no tienen abastecimientosuficiente de clásticos.

La roca de sal, lo mismo que de yeso, rara vez constituyen rocas de acumulación, sinembargo, las formaciones de anhidrita impura pueden llegar a convertirse en formaciones

con buena porosidad como resultado de la lixiviación de anhidrita por el efecto decirculación 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 esuna roca de baja temperatura, por lo tanto las rocas formadas ha temperaturas altas comoson 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 lasrocas 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 estánconstituidos por metano casi, con rastros de hidrocarburos superiores, que en superficie nocondensan. Debido a la alta energía cinética de las moléculas y a su baja atracción, noalcanzan la forma de líquidos a la presión y temperatura del tanque de almacén. Se puedeobservar en la siguiente figura:

Yacimientos de Gas Húmedo. Son aquellos yacimientos que su temperatura inicial excedea la temperatura cricondentermica y están formados por hidrocarburos livianos aintermedios 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 estegas 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 latemperatura del yacimiento puede o no revaporizarce al continuar el proceso, se puedehablar en este tipo de yacimientos de una condensación retrograda, donde el gas aldisminuir 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 procesose explica de una manera más detallada a continuación:

Yacimiento de petróleo de alta volatilidadEstos yacimientos están caracterizados porque la temperatura del yacimiento esligeramente inferior a la temperatura cricondentérmica, además la mezcla dehidrocarburos a condiciones iniciales se encuentra en estado líquido cerca del puntocrítico. 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 (Presiónde Burbuja). Por otra parte, las características del fluido son las siguientes: Coloramarillo 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 semuestra mejor a continuación:



Yacimientos de Petróleo Negro. Se caracterizan por tener la temperatura del yacimientomuy 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 lassiguientes 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 economíamundial. La creciente actividad de la industria petrolera nos obliga a contar con datos defluidos 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 partiendode los resultados de estos estudios, determinar los diversos parámetros y metodologías quese 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 lasmuestras 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 ydemás propiedades que predicen el comportamiento de los pozos a medida que sonexplotados. La nuevas herramientas y equipos disponibles de manejo automatizado ycomputarizado, hacen más factibles la realización de los estudios.

Una vez que se determina el estado del fluido presente en el yacimiento a través de losestudios experimentales para fluidos de yacimiento(PVT), se procede a recopilar y estudiartoda la información acerca del comportamiento de los mismos en función de las variacionesde 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 delfluido 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 delyacimiento manteniendo las presiones.

Cuando se analizan pruebas PVT existe un porcentaje de esas pruebas que resultan no serútiles debido a que pudiera haber contaminación de los recipientes donde se toman lasmuestras, mala toma de la muestra o inestabilidad de la producción a nivel de toma demuestreo, entre otros problemas. Es por ello que en el análisis PVT debemos considerarsumamente importante los datos que se están registrando de modo que éstos sean bastanterepresentativos 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 haceuna validación exhaustiva tomando en cuenta todos los parámetros del yacimiento medidosdurante 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 elyacimiento, por lo tanto se tiene que obtener la muestra al inicio de la producción demanera que esté a condiciones de temperatura y presión inicial del yacimiento. De no serasí, la muestra dejaría de ser una porción representativa del mismo, por lo que se alteraríanlas propiedades del fluido y por consiguiente no se obtendrían resultados valederos delcomportamiento 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. Expansióninstantánea 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 defondo- 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 constanted) Estudio de separadores en etapase) Determinación de propiedades físicas como viscosidad, densidad, entre otras.

38. Explique detalladamente en que consiste el Análisis experimental de la pruebaPVT

La técnica de separación de agotamiento a volumen constante se realiza para lacaracterización de los fluidos que muestran intercambio másico entre los diferentescomponentes. Esta técnica es de gran utilidad para estudiar los yacimientos de aceitevolátil, de gas y condensados.

Existen básicamente dos métodos (Bashbush, 1981), (Hoffman, 1960), para realizar lavalidación de un análisis PVT. El primero consiste en checar las constantes de equilibrio ovalores 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 loscomponentes, además deben de mostrar una tendencia suave.

El segundo es basado en la gráfica de Hoffman-Crump que relaciona el logaritmo de K*Pcon un factor de caracterización B; en este caso los diferentes componentes deben demostrar un comportamiento de líneas rectas paralelas entre sí.

El ingeniero petrolero a partir de la toma de data PVT, enfatizando por supuesto la validezde las técnicas de muestreo ya sea proveniente del análisis composicional detallado en ellaboratorio 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 enla 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 delevantamiento 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 losfluidos y las condiciones volumétricas en las que se encuentran, a través del análisis de sucomportamiento (volumétrico y composicional), con la finalidad de poder establecer lamejor 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 conlos que contamos para entender el comportamiento de los fluidos en el yacimiento ydebemos recordar que se nos pueden presentar muchos casos y muchas situacionescomplicadas en el yacimiento que pudieran afectar o hacer menos optima nuestra data deanálisis PVT, tal como es el caso cuando al caer la presión en un yacimiento que contienecrudo saturado, el gas de solución es liberado pero en un volumen inferior al pronosticadoal análisis PVT, efectuado bajo condiciones de equilibrio, es decir, se encuentrasupersaturado con gas. Este efecto causa que la presión del yacimiento sea más baja de loque sería si el equilibrio se hubiera alcanzado.

Al usar la EBM (Ecuación de Balance de Materiales) es fundamental seleccionar unanálisis PVT que a diferentes presiones represente apropiadamente, en su totalidad, lasecuencia 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 erroresasociados a los datos PVT pueden producir grandes errores en los cálculos de loshidrocarburos en sitio.

Actualmente existen diversos fabricantes que se dedican a la construcción ycomercialización de equipos PVT, entre las más importantes podemos destacar a: ChandlerEngineering (Ruska), Temco, DB Robinsón y Vinci Technologies; estas empresas poseenen 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 lapresión de burbujeo



Ejemplos de curvas PVT

Esta figura muestra el comportamiento de propiedades PVT (T=190°F, Rsi=725MSCF/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 estimarlas 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 altafiabilidad 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 setienen 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, deforma 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, cuandose descubren yacimiento que no disponen de la información propia y se requieren estimar elvolumen del petróleo en sitio y reservas para tener una idea de su potencialidad el cualtoma en consideraciones la características similares existentes con los yacimientos cercanosy 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 lasetapas iniciales en que se comienza a conocer el campo o yacimiento y se fundamenta en laestimación de las propiedades petrofísicas de la roca y de los fluidos que se encuentran enel 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 reservasde 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 pronosticablecuando la presión del yacimiento disminuye como consecuencia de la producción defluidos, entonces como el volumen poroso permanece constante eso está indicando que losfluidos 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 losfluidos dentro del yacimiento en función al tiempo o grado de agotamiento.

Factor O Grado De Agotamiento: Es un dato que permite relacionar presiones iniciales yfinales dentro del yacimiento y así poder determinar cuál será la presión de abandono enque se detendrá la producción. En modelos volumétricos se le asocia este grado deagotamiento a un parámetro Pe (Presión estática).

Análisis De Cur vas 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 continuadel 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 demétodo utiliza como herramienta fundamental ecuaciones y aspectos físicos relacionadoscon los métodos anteriores de volumétrica y balanceo de materiales:

* Elementos fundamentales del yacimiento.

* Elementos Derivados.

Método Pro bab ilíst ico Para La Determ inación d e Reservas : Este método se basa en larevisión 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 losyacimientos 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 alvalor irreducible. Además la presión inicial es igual a la presión del punto de burbuja. En casoque sea mayor, la presión declinará rápidamente al valor de burbuja como consecuencia de laproducción. Durante esta etapa todo el gas permanece en solución. Una vez que se haconseguido la presión de burbuja en el yacimiento, la posterior producción de los fluidos causaque la presión continúe descendiendo, lo que produce la liberación del gas disuelto en elyacimiento. Este gas libre alcanza la fase continua cuando la saturación de gas excede a lasaturación 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 deburbuja. Con la capa de gas, el petróleo está manteniendo la máxima cantidad de gas ensolución. A medida que la presión del yacimiento se reduce como una consecuencia de laproducción, la capa de gas, actuando como un pistón, se expande causando eldesplazamiento inmiscible del petróleo.

La eficiencia de recuperación promedio para un yacimiento en el cual la capa de gas es elmecanismo 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 conuna capa de gas son una baja viscosidad y alta gravedad API del petróleo, alta permeabilidadde 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 siésta existe. Un mecanismo similar denominado drenaje gravitacional ocurre si es que elyacimiento tiene un gran buzamiento. En este caso el petróleo se mueve hacia abajo y el gashacia arriba, pero el flujo es paralelo al ángulo de buzamiento, en vez de ser perpendicular. Enla mayoría de los casos el drenaje gravitacional y empuje por segregación se consideran comoel mismo mecanismo.

Si no se considera el aspecto económico, este es el mecanismo de empuje primario máseficiente. 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, porlo 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 elagua invada a la zona de petróleo originando intrusión o influjo, lo cual no solo ayuda amantener la presión sino que permite un desplazamiento inmiscible del petróleo que seencuentra en la parte invadida. La Intrusión ocurre debido a:

- Apreciable expansión del agua del acuífero. A medida que se reduce la presión, el agua seexpande 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 diferenciaexistente 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 laproducción si la compresibilidad de la formación es elevada, por lo tanto se presenta enyacimientos someros y poco consolidados que precisamente muestran dichas características.

Sin embargo, esta compactación no es beneficiosa del todo, a pesar que puede contribuir conla producción de los fluidos, también puede causar problemas tales como la disminución de lapermeabilidad 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 ydurante las recuperaciones primaria, secundaria, mejorada, terminación de pozos y desistemas 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 resultadosson 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 elyacimiento 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 laexplotación de un yacimiento a través del análisis de variables que indican elcomportamiento del sistema, tales como presión, temperatura, flujo y trazadores entre otroselementos.

45. Menciona las herramientas de la caracterización estática de yacimientosDatos geofísicos

Datos geológicos

Registros de pozo

Datos de laboratorio

46. Menciona las herramientas de la caracterización dinámica de yacimientosDatos 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 ytemperatura se determina. Definir gravedad api y mencionar sus ventajas.

Gravedad Específica de un líquido.- Es el cociente de la densidad del líquido con respectoa 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 primordialmentees de una sustancia y la de otra sustancia tomada como referencia, resultando

Donde es la densidad relativa, es la densidad absoluta y es la densidad dereferencia.

Para los líquidos y los sólidos, la densidad de referencia habitual es la del agua líquidaa la presión de 1 atm y la temperatura de 4 °C. En esas condiciones, la densidadabsoluta 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 latemperatura 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 pesoespecífico, y es expresado en una escala normalizada por el Instituto Estadounidense delPetróleo (American Petroleum Institute). Esta escala es llamada densidad API, ocomúnmente 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 IngenieríaPetrolera.

Ofrece conocimiento acerca de la calidad del hidrocarburo. Es el concepto más utilizado internacionalmente.

http://es.wikipedia.org/wiki/Sustancia

http://es.wikipedia.org/wiki/Atm%C3%B3sfera_(unidad)

http://es.wikipedia.org/wiki/Grado_Celsius

http://es.wikipedia.org/wiki/Kilogramo

http://es.wikipedia.org/wiki/Metro_c%C3%BAbico








http://es.wikipedia.org/wiki/Kilogramo



http://es.wikipedia.org/wiki/Sustancia



48. Define factor de volumen de formación y menciona como se calcula y susaplicaciones.

Factor de volumen de formación de aceite.- Es el volumen que ocupa un barril de aceitecon su gas disuelto a condiciones de yacimiento (presión y temperatura del yacimiento) porcada 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 comoel 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, lascondiciones de presión y temperatura en las que se usan y en qué casos.

Unidades Uti l izadas.- El petróleo crudo y los productos refinados derivados de él se suelenmedir bien en volumen (galones o barriles estadounidenses) o en peso (toneladas cortas otoneladas métricas). La relación entre volumen y masa se caracteriza por la densidad (oalternativamente 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 toneladasmétricas 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 encastellano, 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 valorconvencional 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 petróleomediante el ratio de 155,4 m3 GN/ bep. Este cociente se basa en la energía equivalentemedia contenida en el total de las reservas actuales de gas natural.

Condiciones de Presión y Temperatura.- Las condiciones de presión y temperaturadependen estrictamente de donde se encuentre el hidrocarburo, es decir a condicionesestándar o a condiciones de yacimiento.

Usos.- Barriles, m3 y ft3 son muy utilizados para el petróleo, mientras que en el caso del gaslo 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 (elcual considera gas disuelto y gas libre en el yacimiento) por cada metro cúbico de aceite

producido, medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las condiciones deseparación como presión, temperatura y número de etapas, afectan el valor de dicharelación.

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 alvolumen 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 compresibil idad isotermo.- Se define como la rapidez de cambio, con signonegativo, 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.-

1

T

T

V

V p

Dimensiones.-

L M-1 T2 Unidades.-

M2 N-1

53. Define viscosidad del aceite, unidades, modelos de medición y su relación con lapresión y la temperatura.

Viscosidad del aceite y Unidades.- La viscosidad es una medida de la resistencia al flujoejercida 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 conocidocomo tubo capilar. Conforme al fluido fluye a través del tubo con una velocidad cte. Elsistema 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 unaindicación de su viscosidad, este es el principio por el cual está basado el viscosímetrouniversal.

La muestra del fluido se coloca en el aparato después de que se establece el flujo se mide eltiempo 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 finoconectado a un deposito superior. El tubo se mantiene en posición vertical y se coloca unacantidad conocida del fluido él deposito para que luego fluya por gravedad a través de uncapilar. Los procedimientos exactos para llevar acabo estas pruebas estándar dado en losestándar 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 internoconcéntrico 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 esfuerzocortante 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 lasuperficie del cilindro externo está dada por 2 r2n/60. Con unaseparación entre cilindro y cilindro

La ecuación se basa en b<< r2. El momento de torsión Tc sobre el cilindro interno se midecon un alambre de torsión del cual pende el cilindro. Si se ajusta un disco al alambre surotación es determinada por una aguja fija. Si se desprecia el momento de torsión debido alfluido 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 unaesfera de acero en cada tubo. El tiempo necesario para que la esfera recorra la longitud totaldel 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 detrabajos en Hidrodinámica, encontró la Ley que rige la caída de sólidos esféricos en el senode un fluido denominada con su nombre.

Stokes

Símbolo “st”; Es una unidad de la viscosidad cinemática de un fluido que tenga unaviscosidad dinámica de 1 poise, y una densidad de 1 gramo por centímetro cúbico.

Relación con la Presión y Temperatu ra.- La viscosidad, como otras propiedades físicas delos líquidos, es afectada por la presión y la temperatura. Un incremento en la temperaturacausa una disminución en la viscosidad. Una disminución en la presión ocasiona unadisminución en la viscosidad, con la condición de que el único efecto de la presión escomprimir 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 unaumento de la viscosidad de aceite, y por supuesto, la cantidad de gas en solución está enfunción directa de la presión.

54. Define coeficiente de expansión isobárica de un líquido.Coeficiente de expansión térmi ca.- Es el cambio en el volumen con la temperatura a presión constante es decir que implica que el sistema responde de manera importante a latemperatura.

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 omenos 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 muchomás alta que la del punto crítico, el gas puede tomarse como ideal, y si la presión es muchomás 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 muestreadoresmonofásicos excepto que estos son diseñados para el mantenimiento de la temperatura de lamuestra. 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 delmuestreo, Los muestreadores exotérmicos son mantenidos calientes con una camisa decalentamiento operada a baterías.

58. Describe la composición química de un aceite y como se distingue de la de ungas.

Los hidrocarburos están compuestos por metano CH4, etano C2H6, propano C3H8, butanoC4H10, pentano C5H12, hexano C6H14 y heptanos plus desde C7H16.

Cuando el hidrocarburo contiene una gran cantidad de metano CH4 y muy pocoshidrocarburos pesados se considera como un gas. Por el contrario, cuando contienecantidades 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 pesodesde el pentano hasta los heptanos plus, mientras que el gas tiene mayor porcentaje pesodesde 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, lacomposición total del sistema permanece constante durante el agotamiento de presión. Ladisminución 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 expandidoisotérmicamente en varias etapas hasta alcanzar la presión de burbujeo. Luegoisotérmicamente el petróleo se expande en varias etapas por debajo de la presión de burbujay 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 gasliberado es removido total o parcialmente del contacto con el condensado retrogrado.

Inicialmente, la celda contiene una cantidad de gas condensado a una presión mayor oigual a la de burbuja (P1 ≥ Pb) y a una temperatura T. El gas se expande hasta llegar a una

presión P2 (P2<P1), luego el gas es retirado por el tope a P2 constante hasta lograr elvolumen inicial. Cuando P2 por debajo de la presión de rocío, ocurre la condensaciónretrograda, en la parte inferior se forma líquido. La presión sigue disminuyendo a volumenconstante hasta llegar a una presión de abandono.



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 delos 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 delcampo, el tanque de almacenamiento estará siempre a presión atmosférica, pero la presióndel 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 sermedido 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 calorlatente; "Neto" significa que el agua permanece como vapor). La convención general esllamarle seco ó bruto.

http://1.bp.blogspot.com/_sGuL6WHPHg4/SOTXWVntBSI/AAAAAAAAAC4/6OEZuQ5yFJ8/s1600-h/separador.JPG



Un uso de este parámetro es para el factor de equivalencia del gas seco a líquido, el cual esutilizado para relacionar el gas seco a su equivalente líquido. Se obtiene a partir de lacomposición molar del gas del yacimiento, considerando los poderes caloríficos unitariosde 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 losresultados de análisis diferencial.

Mediante el criterio de Hoffman:

Hoffman y Cols propusieron un método para correlacionar valores de Ki de mezclas dehidrocarburos que ha tenido gran uso en la validación de pruebas PVT. El criterio consisteen 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 componentesdeben alinearse a través de una recta. Así, al aplicar este criterio a la prueba CVD se debeobtener 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 queexisten 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 laproducción 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 deproducción y la producción misma en un periodo de tiempo específico.

Por otra parte en este grafico de producción de hidrocarburo versus tiempo para un pozodeterminado, 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 yacimientodeterminado.

-Declinación Hiperbólica

Esta declinación se debe al resultado que producen todos los mecanismos de empuje tantonaturales como los inducidos que conducen a una disminución en la presión del yacimiento yesta a su vez se relaciona con los cambios generados por la expansión del petróleo levementecompresible.

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 rangode 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, yel 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), lavelocidad de de declinación de producción (D) y los gastos (q) realizados en un tiempo t

http://4.bp.blogspot.com/_Uu_dQG5Q3WI/ShmICXrXz9I/AAAAAAAAAEE/FTJFolJdJGA/s1600-h/imagen+1.jpg



determinado.

Básicamente la ecuación de este tipo de declinación puede quedar finalmente expresadacomo:

% de declinación = -(100*D)/ (1 – Dbt)

-Declinación Armónica

Hay veces en que la producción puede ser manejada principalmente por la segregacióngravitacional, en este caso la velocidad de declinación (D) es directamente proporcional algasto (q).

La declinación armónica es un caso particular de la declinación hiperbólica, en este caso elvalor de la constante de declinación (b) es igual a 1.

Las ecuaciones anteriores son similares a las de declinación hiperbólica solo que el término bse 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 paradeterminar el tiempo t se expresa de la siguiente manera:

t = (1/Di) * [(qi/L*E)exp(2) – 1].

http://1.bp.blogspot.com/_Uu_dQG5Q3WI/ShmISkwXX4I/AAAAAAAAAEM/ioV25REfJtI/s1600-h/imagen+2.jpg



Terminación y mantenimiento de pozos

65. ¿QUÉ REGISTROS SE USAN PARA DETERMINAR LA POROSIDAD?

REGISTRO SÓNICO, REGISTRO DE DENSIDAD Y REGISTRO DENEUTRONES

66. ¿QUÉ PROPIEDADES PETROFÍSICAS AFECTAN LA RESPUESTA DEESTOS 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 RECEPTORQUE CAPTA Y REGISTRA LOS IMPULSOS, TODO ESTO EN FUNCIÒN DELTIEMPO

68. ¿DE QUÉ DEPENDE EL TIEMPO DE TRANSITO EN EL REGISTROSÒNICO?

PARA UNA FORMACIÓN DETERMINADA DEPENDE DE SU LITOLOGÍA Y SUPOROSIDAD.

69. ¿EN QUÉ CASOS SE REPRESENTAN DISCONTINUIDADES ACÚSTICAS SIGNIFICATIVAS?

http://3.bp.blogspot.com/_Uu_dQG5Q3WI/ShmIkT96bzI/AAAAAAAAAEU/tn1wLFkr3zM/s1600-h/imagen+3.jpg



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 DETERMINARCON MAS PRECISIÓN A LA POROSIDAD?

SE PUEDEN UTILIZAR CONBINACIONES DE REGISTROS NEUTRÓNICOS, DEDENSIDAD Y SÓNICO ASÍ COMO EL FACTOR FOTO ELÉCTRICO, REGISTRODE LITODENSIDAD, MEDICIONES DE TORIO, URANIO Y POTASIO

71. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN PRINCIPALMENTE LOS REGISTROSNEUTRONICOS?

PARA DELINIAR FORMACIONES POROSAS Y PARA DETERMINAR SUPOROSIDAD

72. ¿A QUÉ RESPONDEN PRINCIPALMENTE LOS REGISTROSNEUTRÓNICOS?

AL CONTENIDO DE HIDRÓGENO EN LA FORMACIÓN POR TANTO ENFORMACIONES LIMPIAS CUYOS POROS ESTAN SATURADOS DE ACEITE O

AGUA, EL REGISTRO DE NEUTRONES REFLEJA LA CANTIDAD DEPOROSIDAD SATURADA DE FLUIDO

73. ¿QUÉ PASA CUANDO LA CONCENTRACIÓN DE HIDRÓGENO DELMATERIAL QUE RODEA LA FUENTE DE NEUTRONES ES ALTA?

COMIENZAN EN LA MAYORIA DE ESTOS UNA DESACELARACIÓN Y SONCAPTURADOS A UNA DISTANCIA CORTA DE LA FUENTE

74. ¿QUÉ PASA CUANDO LA CONCENTRACIÓN DE HIDRÓGENO DELMATERIAL QUE RODEA LA FUENTE DE NEUTRONES ES BAJA?

LOS NEUTRONES SE ALEJAN DE LA FUENTE ANTES DE SER CAPTURADOSDE 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, LAELECTRICIDAD 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 AGUAPRESENTE 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 CONQUE FLUYE LA ELECTRISIDAD Ó AL INDUCIR UNA CORRIENTE ELÉCTRICA

AL A FORMACIÓN Y MEDIR QUE TAN GRANDE ES78. ¿DÓNDE PUEDE SER CORRIDO EL RG?

EN POZOS ENTUBADOS YA QUE LO HACEN MUY ÚTIL COMO UNA CURVADE CORRELACIÓN EN OPERACIONES DE TERMINACIÓN O MODIFICACIÓNDE UN POZO

79. ¿CÓMO ESTÁ COMPUESTO EL REGISTRO DE DECAIMIENTO TERMAL(TDT) Y QUÉ REQUIERE?

CONSTA DE UN GENERADOR DE NEUTRONES DE ALTA VELOCIDAD, LACUAL SE REDUCE RAPIDAMENTE HASTA LA LLAMADA “VELOCIDADTERMAL”. EL REGISTRO TDT ES LA PRIMERA HERRAMIENTA QUE PERMITEDETERMINAR LA SATURACIÓN DE AGUA A TRAVÉS DE LA TR Y RETIENEINFORMACIÓN 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 QUEDETERMINA LA SATURACIÓN RESIDUAL Y CORRELACIÓN DEPROFUNDIDAD DE POZOS ADEMADOS

81. ¿POR QUÉ ES IMPORTANTE LA TOMA DE INFORMACIÓN AL INICIO YDURANTE LA VIDA PRODUCTIVA DEL YACIMIENTO?

POR QUE CON ELLA SE CONOCE LA SITUACIÓN REAL DE UN POZO Y LAPOSIBILIDAD DE MEJORAR SUS CONDICIONES DE EXPLOTACIÓN PARA LACUAL SE NECESITA INFORMACIÓN SOBRE LAS CARACTERÍSTICAS DELSISTEMA ROCA-FLUIDO, EN ESTADO ACTUAL DE AGOTAMIENTO DELYACIMIENTO, EFICIENCIA DE TERMINACIÓN DEL POZO, ETC.

82. ¿CUALES SON LOS TRES TIPOS BÁSICOS DE MEDICIÓN DE FONDO YPARA QUÉ SE UTILIZAN?

DE CABLE DE LÍNEA, REGISTRO CON INSTALACIONES PERMANENTES YREGISTRO RECUPERABLE EN SUPERFICIE. SE UTILIZA PARA OBTENERMEJORES RESULTADOS Y POR ELLO SE DEBE MEDIR CERCA DE LOSESTRATOS PRODUCTORES



83. ¿CUÁL ES EL OBJETIVO Y EN QUÉ CONSISTE LAS CURVAS DEVARIACIÓN?

CONSISTE BASICAMENTE EN GENERAR Y MEDIR VARIACIONES PRESIÓNEN LOS POZOS PARA OBTENER INFORMACIÓN DEL SISTEMA ROCA-

FLUIDO Y DE LOS MISMOS POZOS84. MENCIONE LOS DIFERENTES TIPOS DE PRUEBA DE PRESIÓN

DE INCREMENTO, DE DECREMENTO, PRUEBA DE INYECTIVIDAD, DEINTERFERENCIA Y DE DECREMENTO EN POZOS INYECTORES

85. ¿QUÉ SON LOS REGISTROS DE PRODUCCIÓN?

SON LOS QUE SE PUEDEN TOMAR DESPUES QUE SE HAN CEMENTADOLAS TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO , COLOCADO EL APAREJO DEPRODUCCIÓN Y DISPARADO EL INTERVALO PRODUCTO, ES DECIRDESPUES DE LA TERMINACIÓN INICIAL DEL POZO.

86. ¿QUÉ PERMITEN CONOCER LOS REGISTROS DE PRODUCCIÓN?

PERMITEN CONOCER CON MÁS DETALLE EL COMPOTAMIENTO NO SOLODE LOS POZOS, SI NO TAMBIÉN DE LAS FORMACIONES.

87. MENCIONE ALGUNOS DE LOS BENEFICIOS DE LOS REGISTROS DEPRODUCCIÓN.

EVALUAR LA EFICIENCIA DE LA TERMINACIÓN, INFORMACIÓN DE LASZONAS QUE PRODUCEN O ACEPTAN FLUIDOS, DETECCIÓN DE ZONASLADRONAS, FUGAS MECÁNICAS ETC.

88. EXPLIQUE A DETALLE ¿EN QUÉ CONSISTE EL REGISTRO DEMOLINETE?

ES UN REGISTRO MEDIDOR CONTINUO DE GASTOS TIPO HELICE, QUE SEUTILIZA PARA MEDIR LAS VELOCIDADES DE LOS FLUIDOS EN EL INTERIORDE LAS TUBERÍAS DE PRODUCCIÓN Y REVESTIMIENTO, LA HERRAMIENTAES COLOCADA EN EL CENTRO DE LA COLUMNA DE FLUIDO POR MEDIO DECENTRADOS RESORTES Y CORRIDA A UNA VELOCIDAD CONSTANTE ENCONTRA DE LA DIRECCIÓN DEL FLUJO.

89. ¿CUÁLES SON LOS FACTORES PRINCIPALES QUE AFECTAN LAVELOCIDAD DEL REGISTRO DE MOLINETE?

VELOCIDAD, VISCOSIDAD Y DIAMETRO DEL AGUJERO.



98. ¿PARA QUÉ SIRVE LA ZAPATA?

PARA PROTEGER Y GUÍAR EN LA INTRODUCCIÓN A LA TUBERÍA DEREVESTIMIENTO, 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 COLOCANUSUALMENTE DE A TRAMOS ARRIBA DE LA ZAPATA. PUEDEN SER DELTIPO: FLOTADOR, DIFERENCIAL, RETENCIÓN Y CEMENTACIÓN MÚLTIPLE.

100. ¿PARA QUÉ SON LOS TAPONES DE CEMENTACIÓN?

PARA REALIZAR UNA BUENA LIMPIEZA (DIAFRAGMA) Y POSTERIORMENTEEL DESPLAZAMIENTO DE LA LECHADA DE CEMENTO (SÓLIDO) PARAEVITAR SU CONTAMINACIÓN.

101. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS CENTRADORES?

ES MUY CONVENIENTE QUE EN LAS ZONAS DE MAYOR INTERÉS QUEDECENTRADA LA TUBERÍA CON LA FINALIDAD DE DISTRIBUIR LA LECHADADE CEMENTO UNIFORMEMENTE

102. ¿QUÉ ES EL CEMENTO Y CUALES SON SUS TIPOS?

ES UN MATERIAL CON CIERTAS PROPIEDADES DE ADHERENCIA Y ES ELRESULTADO DE LA CALCINACIÓN DE UNA MEZCLA ESPECÍFICA DE CALIZAY 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:CLORURODE 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 QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS PARA ALTADENSIDAD?

PARA AUMENTAR LA DENSIDAD DE LA LECHADA DEL CEMENTO, PARACONTENER 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 DEBAJA DENSIDAD?

SE PUEDEN ACONDICIONAR AGREGANDO MATERIALES QUE REQUIERAN AGUA CON UNA GRAVEDAD ESPECÍFICA BAJA Y ENTRE LAS MÁSCOMUNES TENEMOS: BENTONITA, GILSONITA, SPHERELITE

107. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS PARACONTROLADORES DE FILTRADO?

PARA DESMINUIR LA DESHIDRATACIÓN O PÉRDIDA DE AGUA DE LALECHADA A ZONAS POROSAS; PROTEGER FORMACIONES SENSIBLES YMEJORAR LAS CEMENTACIONES FORZADAS

108. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS CONTRALODRESPARA PÉRDIDAS DE CIRCULACIÓN?

PARA CONTROLAR PÉRDIDAS DE FLUIDO PREVIA CEMENTACIÓN, ENTRELOS MÁS COMUNES SE TIENEN: GILSONITA, CEMENTO THIXOTRÓPICO,FLO-CHECK Y BENTONIA-CEMENTO-DIESEL

109. ¿PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS ADITIVOS REDUCTORES DEFRICCIÓN?

COMO DISPERSANTES EN LA LECHADA DE CEMENTO PARA REDUCIR LAVISCOSIDAD 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 DECEMENTACIÓN PRIMARIA?

SE DEBE TOMAR EN CUENTA LOS MATERIALES, ADITIVOS, EQUIPOS,INTRODUCCIÓN Y DISEÑO DE LA LECHADA DE CEMENTO DE LA PROPIACEMENTACIÓN

112. MENCIONE LAS OPERACIONES PREVIAS A LA CEMENTACIÓN

ANÁLISIS DEL AGUA DISPONIBLE, PRUEBAS DE CEMENTO DE CADA LOTERECIBIDO, PROGRAMA DE ACCESORIOS, DISEÑO DE LA LECHADA DECEMENTO Y LOS BACHES ESPACIADORES



113. ¿POR QUÉ ES IMPORTANTE HACER ANÁLISIS DEL AGUADISPONIBLE?

ES DE GRAN IMPORTANCIA CONOCER LAS CARACTERÍSTICAS QUÍMICASDEL 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 CLORURO114. ¿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 YEVITANDO AL MÁXIMO UN INCREMENTO EN LOS COSTOS

115. MENCIONE LAS OPERACIONES DURANTE LA CEMENTACIÓN

COLOCACIÓN DE ACCESORIOS Y REVISIÓN DE TRAMOS, INTRODUCCIÓNDE LA TUBERIA DE REVESTIMIENTO, LLENADO DE TUBERÍAS YCIRCULACIÓN, INSTALACIÓN DE LA CABEZA DE CEMENTACIÓN YTAPONES, VERIFICACIÓN DEL SISTEMA HIDRÁULICO DE BOMBEOSUPERFICIAL Y OPERACIÓN DE CEMENTACIÓN

116. LAS SARTAS O APAREJOS DE PRODUCCIÓN ES EL MEDIOPOR EL CUAL SE TRANSPORTAN LOS FLUIDOS DEL YACIMIENTO ALA SUPERFICIE

117. ¿CÓMO SE CLASIFICAN LAS SARTAS O APAREJOS DEPRODUCCIÓN?

FLUYENTE, DE BOMBEO NEUMÁTICO, BOMBEO MECÁNICO, BOMBEOELECTRO CENTRÍFUGO Y BOMBEO HIDRÁULICO

118. ¿QUÉ CONSIDERACIONES SE DEBEN DE TENER EN CUENTAPARA DISEÑAR APAREJOS DE PRODUCCIÓN?

ÁNGULO DEL POZO, FLUIDOS DE PERFORACIÓN, PESO, VELOCIDAD DEROTARIA Y OTROS PROCEDIMIENTOS DE OPERACIÓN

119. ¿DE QUÉ VARIABLES DEPENDE EL ESFUERZO DE TORSIÓN ENLAS 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, LAPRESIÓN DEL YACIMIENTO SON CONSIDERACIONES DEL APAREJODE PRODUCCIÓN

VERDADERO

124. ¿POR QUÉ ES IMPORTANTE EL FACTOR DE FLOTACIÓN?

PORQUE NOS REDUCE EL PESO TOTAL DE LA TUBERÍA

125. DEFINA CORROSIÓN Y MENCIONE ALGUNOS AGENTESCORROSIVOS

ES LA ALTERACIÓN Y DEGRADACIÓN DEL MATERIAL POR SU MEDIO AMBIENTE. LOS PRINCIPALES AGENTES QUE AFECTAN LAS TUBERIASSON: LOS GASES DISUELTOS (OXÍGENO, DIÓXIDO DE CARBONO EHIDRÓGENO SULFURÓSO), SALES DISUELTAS (CLOROS, CABONATOS YSULFATOS) Y ÁCIDOS

126. MENCIONE LOS PRINCIPALES FACTORES QUE INTERVIENENPARA EL RESULTADO DE ALTAS VELOCIDADES DE CORROSIÓN

EL PH, LA TEMPERATURA, LA VELOCIDAD DEL FLUJO, LAHETEROGENEIDAD Y LOS ALTOS ESFUERZOS

127. ¿QUÉ ES LA PRESIÓN DE YACIMIENTO?

ES LA PRESIÓN CON LA CUAL APORTARÁ LA FORMACIÓN PRODUCTORALOS HIDROCARBUROS A TRAVÉS DEL SISTEMA DE PRODUCCIÓN Y ESNECESARIO CONOCER PARA IDENTIFICAR EL TIPO Y APAREJO A UTILIZAR

128. ¿PARA QUE SIRVEN LOS REGULADORES YEXTRANGULADORES?



PARA REDUCIR LA PRESIÓN FLUYENTE EN LA CABEZA DEL POZO YPREVIENE EL CONGELAMIENTO DE LAS LÍNEAS Y CONTROLESSUPERFICIALES

129. ¿QUÉ ES Y PARA QUÉ SE UTILIZAN LOS SISTEMAS DE

SEGURIDAD?ES LA PRIMERA LÍNEA DE PROTECCIÓN CONTRA CUALQUIER DESGRACIAEN LOS ACCESORIOS SUPERFICIALES. ESTOS SISTEMAS CONSISTEN DEVALVULAS CERRADAS MANTENIDAS ABIERTAS POR MEDIO DE GAS ABAJA PRESIÓN QUE ACTUA COMO PISTÓN

130. ¿QUÉ ES UN EMPACADOR?

ES UN DISPOSITIVO QUE BLOQUEA EL PASO DE LOS FLUIDOS ALESPACIO ANULAR O DEL ESPACIO ANULAR A LA TP

131. ¿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 LASOPERACIONES DE ESTIMULACIÓN, PROTEGER DE LOS FLUIDOSCORROSIVOS, AISLAR DE FUGAS EN LA TR, AISLAR DE DISPAROSCEMENTADOS A PRESIÓN FORZADAS O INTERVALOS DE PRODUCCIÓNMULTIPLE, CANCELACIÓN DE LOS CABECEOS O EL SUAVEO DE FLUIDOS,

AUXILIAR DE INSTALACIONES ARTIFICIALES

133. ¿QUÉ PARÁMETROS SE DEBEN TOMAR EN CUENTA PARA UNABUENA SELECCIÓN DE EMPACADORES?

DIÁMETRO DE LA TR, GRADO Y PESO DE LA TR, TEMPERATURA A LA QUEESTARÁ SOMETIDO, TENSIÓN Y COMPRESIÓN, PRESIÓN DE TRABAJO YDISEÑO 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 CUALPUEDE 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 DECUÑAS Y CONO. ESTE EMPACADOR ES ACCIONADO POR ROTACIÓN DE LATP Y RESISTE ALTAS PRESIONES DIFERENCIALES

137. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES CON PASODESVIADO?

CONSISTE EN UN ELEMENTO DE EMPAQUE ALREDEDOR UN APAREJO DETP EN ADICIÓN A ALGÚN DISPOSITIVO DE PASO DE FLUIDO A TRAVÉS DELELEMENTO DE EMPAQUE

138. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES DE CABEZA DECONTROL?

ESTA PROVISTO POR UN DISPOSITIVO DE IGUALACIÓN ARRIBA DELMISMO, SIN QUE SEA NECESARIO LEVANTAR LA COLUMNA DE FLUIDO

ARRIBA DEL EMPACADOR Y SIN SESEMPACAR EL ELEMENTO DE SELLODEL MISMO

139. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS EMPACADORES HIDRÁULICOS?

PUEDEN SER PERMANENTES O RECUPERABLES CON CUÑAS O SINCUÑAS, GENERALMENTE SE ACCIONAN POR PRESIÓN HIDROSTÁTICA ENLA 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 PORDIFERENTES DISPOSITIVOS

141. ¿EN QUÉ CONSISTEN LAS ANCLAS HIDRÁULICAS?

SON USADAS EN CONJUNTO CON LOS EMPACADORES Y SON OPERADASHIDRÁULICAMENTE

142. ¿CUALES SON LOS FACTORES QUE TIENDEN A AUMENTAR ELPESO A UN EMPACADOR YA COLOCADO?



LA FRICCIÓN ENTRE TR Y LA TP, INCREMENTO DE LA TEMPERATURAPROMEDIO EN LA TP, INCREMENTO DE LA PRESIÓN EN EL ESPACIO

ANULAR Y DECREMENTO DE LA PRESIÓN DE LA TR POR EFECTO DEFLOTACIÓN Y CONTRACCIÓN RADIAL EXPANDIENDO SU LONGITUD

143. ¿CUALES SON LOS FACTORES QUE TIENDEN A DISMINUIR ELPESO A UN EMPACADOR ANCLADO?

DECREMENTOEN LA TEMPERATURA PROMEDIO EN LA TP, DECREMENTODE LA PRESIÓN EN LA TR E INCREMENTO EN PRESIÓN DE LA TP PORINCREMENTO 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 ENPOZOS DESVIADOS, TENDERA A DISMINUIR EL TOTAL DEL PESO DE LA TP

APLICADO EN EL EMPACADOR

145. MENCIONE LOS TIPOS DE CONEXIONES SUPERFICIALES DECONTROL

CONEXIONES SUPERFICIALES PARA EL BOMBEO NEUMÁTICO, MECÁNICO,ELECTROCENTRÍFUGO E HIDRÁULICO

146. DURANTE LA ETAPA DE TERMINACIÓN DE LOS POZOS ELDISPARO DE PRODUCCIÓN ES LA FASE MÁS IMPORTANTE, YA QUEPERMITE ESTABLECER COMUNICACIÓN DE LOS FLUIDOS ENTRE ELCUERPO PRODUCTOR Y LA TR

147. ¿QUÉ FACTORES AFECTAN EL RESULTADOS DE LOSDISPAROS?

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 SEDESCUBRIÓ LA TRASCENDENCIA DEL TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROSCON LODO O CON RESIDUOS DE LAS CARGAS PREFORMADAS. ESTETRABAJO CONDUJO AL DESARROLLO DE CARGAS PREFORMADAS NOOBTURANTES, DE PISTOLAS DISPARADAS A TRAVÉS DE LA TP Y DE LANORMA API RP-

149. 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 UTILIZANEN FORMACIONES CON RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN INFERIOR A PSI.

LAS PISTOLAS DE BALA PUEDEN DISEÑARSE PARA DISPARAR SELECTIVAO SIMULTANEAMENTE

151. ¿EN QUÉ CONSISTE EL DISPARO A CHORRO?

EN QUE UN DETONADOR ELÉCTRICO INICIA UNA REACCIÓN EN CADENAQUE DETONA EL CORDON DE EXPLOSIVO, LA CARGA INTENSIFICADA DE

ALTA VELOCIDAD Y FINALMENTE EL EXPLOSIVO PRINCIPAL, LA ALTAPRESIÓN GENERADA POR EL EXPLOSIVO ORIGINA EL FLUJO DELRECUBRIMIENTO METÁLICO SEPARANDO SUS CAPAS EXTERNAS EINTERNAS

152. ¿PARA QUÉ SIRVEN LAS PISTOLAS DESECHABLES ODESINTEGRABLES?

EVITAN EL RESQUEBRAJAMIENTO DE LA TR Y LA MAYOR PARTE DE LOSRESIDUOS QUE SE DEJAN DENTRO DE ELLA

153. ¿EN QUÉ CONSISTEN LAS PISTOLAS HIDRÁULICAS?

EN UNA ACCIÓN CORTANTE QUE SE OBTIENE LANZANDO A CHORRO UNFLUIDO CARGADO DE ARENA A TRAVÉS DE UN ORIFICIO CONTRA LA TR

154. ¿EN QUÉ CONSISTE LA OPERACIÓN DE CEMENTACIÓNPRIMARIA?

CONSISTE EN BOMBEAR POR LA TR UN BACHE LAVADOR, UNESPACIADOR, LECHADA DE CEMENTO DISEÑADA Y POSTERIORMENTE ELDESPLAZAMIENTO CALCULADO PARA ALCANZAR LA PRESIÓN FINALREQUERIDA.

155. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS CORTADORES MECÁNICOS?

SE USAN CUCHILLAS Y HERRAMIENTAS DE MOLIENDA PARA ABRIRRANURAS O VENTANAS PARA COMUNICAR EL FONDO DEL POZO CON LAFORMACIÓN.

156. MENCIONE LOS AFECTAN LOS RESULTADOS DE LOSDISPAROS CON PISTOLA



TAPONAMIENTO DE LOS DISPAROS, LIMPIEZA DE LOS DISPAROSTAPONADOS, EFECTOS DE LA PRESIÓN DIFERENCIAL, EFECTOS DE USARFLUIDOS LIMPIOS Y EFECTO DE LA RESISTENCIA A LA COMPRESIÓN.

157. ¿EN QUÉ CONSISTE LA LIMPIEZA DE LOS DISPAROS

TAPONADOS?EN ARENAS CONSOLIDADAS LAS HERRAMIENTAS DE SONDEOINSTANTANEO Y LAS LAVADORAS DE DISPAROS HAN SIDO USADAS CONÉXITO PARA LIMPIAR LOS DISPAROS EN MUCHAS ÁREAS.

158. ¿EN QUÉ CONSISTE EL EFECTO DE LA PRESIÓNDIFERENCIAL?

CUANDO SE DISPARA EN LODO, CON UNA PRESIÓN DIFERENCIAL HACIALA FORMACIÓN, LOS DISPAROS SE LLENAN CON PRATÍCULAS SÓLIDAS DELODO 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 YPENETRACIÓN ADECUADAS BAJO CIERTAS CONDICIONES DEL POZO, LAPRODUCTIVIDAD LIMPIA, MANTENIENDO UNA PRESIÓN DIFERENCIALHACIA EL POZO.

160. ¿DE QUÉ DEPENDE LA DENSIDAD DE LOS DISPAROS?

LA DENSIDAD DE LOS DISPAROS GENERALMENTE DEPENDE DEL RITMODE PRODUCCIÓN REQUERIDO, LA PERMEABILIDAD DE LA FORMACIÓN, YLA LONGITUD DEL INTERVALO DISPARADO.

161. ¿CÓMO ES EL COSTO DE LOS DISPAROS?

EL PRECIO DE LOS DISPAROS VARÍA; SIN EMBARGO, GENERALMENTE LOSCOSTOS SON INFERIORES CUANO SE USAN BAJAS DENSIDAD DEDISPARO.

162. ¿QUÉ LIMITACIÓN EXISTE DE LA PRESIÓN Y LA TEMPERATURAEN LOS DISPAROS?

EXISTEN ESPECIFICACIONES SOBRE LAS PRESIONES Y TEMPERTURASDE OPERACIÓN PARA TODAS LAS PISTOLAS. LAS PRESIONES EN ELFONDO DEL POZO PUEDEN LIMITAR EL USO DE ALGUNAS PISTOLAS CONCARGAS EXPUESTAS.

163. ¿EN QUE CONSISTE EL CONTROL DEL POZO?



SIEMPRE ES CONVENIENTE USAR UN PREVENTOR DE CABLE, LOS POZOSPRODUCTORES DE ACEITE, EN LOS POZOS PRODUCTORES DE GASDEBERÁ USAR UN LUBRICADOR CON SELLO DE GRASA, ASI COMO ENTODOS LOS POZOS EN QUE SE PREVEA UN APRESIÓN SUPERFICIALMAYOR DE PSI.

164. ¿EN QUÉ CONSISTEN LOS DISPAROS ORIENTADOS?

LOS DISPAROS ORIENTADOS SE REQUIEREN CUANDO SE USAN VARIASSARTAS DE TUBERÍAS DE REVESTIMIENTO, O EN TÉRMINOS MÚLTIPLESEN 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 YTIENE VARIOS COMPONENTES QUE DEBERÁN SER IDENTIFICADOSDE MANERA INDIVIDUAL.

166. ¿DE QUÉ FACTORES DEPENDE EL SKIN TOTAL?

DE LA GEOMETRÍA DEL DISPARO, LA DESVIACIÓN DEL POZO, LATERMINACIÓN.

167. ¿CUÁLES SON LAS CUATRO CONDICIONES BÁSICAS DELREGISTRO 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 DEQUE PARÁMETROS DEPENDE?

LA RELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD, Y EL FACTOR DAÑO (SKIN).

169. ¿QUÉ FACTORES AFECTAN EL FLUJO EN UN SISTEMA DEPOZO ABIERTO?

EL DAÑO (SKIN) GOBIERNA PRINCIPALMENTE LA PRODUCTIVIDAD DELPOZO Y EL DIÁMETRO DEL POZO DE IMPORTANCIA SECUNDARIA.

170. ¿QUÉ FACTORES AFECTAN EL FLUJO EN UN SISTEMADISPARADO?

LA DENSIDAD DE TIROS, PROFUNDIDAD DE PENETRACIÓN, FASE DEPISTOLA, DIÁMETRO DE LA PERFORACIÓN, DAÑO DEL AGUJERO.

171. MENCIONE LAS FUENTE DEL DAÑO QUE REDUCEN LARELACIÓN DE PRODUCTIVIDAD O INCREMENTAN S.



FLUJO CONVERGENTE, DAÑO DEL AGUJERO DEL POZO, ZONA TRITURADAPOR 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 ESPESORDEL YACIMIENTO.

173. LA MAYORÍA DE LOS POZOS NO PENETRANPERPENDICULARMENTE LA FORMACIÓN PRODUCTORA. EL EFECTOES, EN GENERAL, UN INCREMENTO EN LA PRODUCTIVIDAD DELPOZO O SKIN NEGATIVO YA QUE EXPONE UN ÁREA MAYOR ALFLUJO.

VERDADERO

174. EL DAÑO EN LA FORMACIÓN POR LA PERFORACIÓN SE DEBE A LA INVASIÓN DE LA FORMACIÓN DE PARTÍCULAS DEL LODO OPOR 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 LARAPIDEZ DE CAMBIO. EL DEPENDIENTE DE LA RAPIDEZ DE CAMBIO, ESIGUAL A Dq, DONE D ES EL COEFICIENTE NO-DARCY.

177. ¿CUÁLES SON LOS PARAMETROS QUE INFLUYEN EL DAÑOSKIN DEBIDO AL DISPARO?

LA DENSIDAD DE DISPAROS, LA PENETRACIÓN, FASE Y DIÁMETRO DEL AGUJERO.

178. ¿EN QUÉ CONSISTE LA TÉCNICA PARA DISPARAR CONPRESIÓN DIFERENCIAL NEGATIVA?

LAS PISTOLAS SON DISPARADAS BAJO CONDICIONES DE PRESIÓNMENOR EN EL POZO QUE LA DEL YACIMIENTO. EL BROTE DE PRESIÓNLIMPIA 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 DEPOZOS POR PRESIÓN DIFERENCIAL?

BROTE DE PRESION: SE LLEVA A CABO EN UN PERIODO DE TIEMPOCORTO, DEL ORDEN DE MILISEGUNDOS Y ES DETERMINANTE EN LAELIMINACIÓN DEL DAÑO.

182. ¿EN QUÉ CONSISTE LA SEGUNDA ETAPA DE LIMPIEZA DEPOZOS POR PRESIÓN DIFERENCIAL?

FLUJO POSTERIOR AL DISPARO: ESTA ETAPA OCURRE CUANDO SE FLUYEEL POZO Y AUNQUE PUEDE AYUDAR A REMOVER ALGUNOS RESIDUOS DELOS DISPAROS NO INFLUYE MAYORMENTE EN LA ELIMINACIÓN DEL DAÑO.

183. MENCIONE LAS TEORÍAS SOBRE LA ELIMINACIÓN DEL DAÑOPOR DISPARO.

NIVEL DE BAJO BALANCE EN FUNCIÓN DDE LA PERMEABILIDAD DE LAROCA Y NIVEL DE BAJO BALANCE DEPENDIENTE DE LAS PROPIEDADESMECÁNICAS DE LA ROCA.

184. EXPLIQUE BREVEMENTE ESTAS TEORÍAS.

LA PRIMERA TEORÍA HA SIDO AMPLIAMENTE USADA Y DEFINE LAMAGNITUD DEL BAJO BALANCE EN FUNCIÓN DE LA PERMEABILIDAD DE LAFORMACIÓN Y LA SEGUNDA ESTABLECE UNA RELACIÓN ENTRE LASPROPIEDADES MECÁNICAS DE LA ROCA Y EL PROCESO DE LIMPIADO DELA PERFORACIÓN.

185. LA PRESIÓN DECRECE ENTONCES CONFORME LA PISTOLA SE LLENA CON FLUIDO DEL POZO Y SE INCREMENTA DE NUEVO ENRESPUESTA AL FLUJO ENTRANTE DE FLUIDO DEL YACIMIENTO .

186. LA PRESIÓN DIFERENCIAL PUEDE CAMBIAR DE UNACONDICIÓN DE BAJO BALANCE A SOBRE BALANCE Y LUEGO A UN

AUMENTO EN EL BAJO BALANCE, COMO RESULTADO DEL LLENADODE LA PISTOLA.



187. EL DAÑO (SKIN) POR EL DISPARO SE ORIGINA POR LAFORMACIÓN DE LA ZONA TRITURADA POR EL JET DE LA CARGAEXPLOSIVA.

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 DELTAMAÑO DE LA CARGA.

191. LA TÉCNICA MÁS ACEPTADA PARA DISMINUIR LA MAGNITUDDEL DAÑO ES EL DISPARO BAJO BALANCE .

192. CUANDO LA PRESIÓN DE FORMACIÓN ES MAYOR QUE LAPRESIÓN DEL POZO TENEMOS UNA CONDICIÓN DE BAJOBALANCE.

193. LA PRODUCCIÓN DE ARENA PUEDE GENERAR PROBLEMASTAN SERIOS, QUE UN POZO CUYA PERFORACIÓN Y TERMINACIÓN CUESTAN MILLONES DE DOLARES.

194. EL DISPARO DE PRODUCCIÓN ES EL PROCESO QUE PERMITEFACILITAR LA CREACIÓN DE UN CANAL LIMPIO DE FLUJO ENTRE LAFORMACIÓN PRODUCTORA Y EL POZO CON UN MINIMO DAÑO A LAFORMACIÓN.

195. ¿EN QUÉ CONSISTE UN SISTEMA DE DISPAROS?

CONSISTE DE UNA COLECCIÓN DE CARGAS EXPLOSIVAS, CORDONDETONANTE, 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 OTROSCOMPONENTES. DEBE SOPORTAR ALTAS TEMPERATURAS Y SI NO



ESTA PROTEGIDA DEL MEDIO AMBIENTE DEL POZO POR EL TUBOPORTADOR, DEBE SER RESISTENTE A LA ABRASIÓN.

200. EL REVESTIMIENTO PROVEE DE LA MASA NECESARIA PARAQUE EL JET PENETRE EN LA TR, CEMENTO Y FORMACIÓN.

201. COMPLETE EL ESQUEMA DE CLASIFICACIÓN DE SÍSTEMA DEDISPAROS.

202. MENCIONE LAS ETAPAS DE UN CICLO DE VIDAD DELYACIMIENTO.

EXPLORACIÓN, DESCUBRIMIENTO, DELIMITACIÓN, DESARROLLO,PRODUCCIÓN PRIMARIA, PRODUCCIÓN SECUNDARIA, EXPLOTACIÓN

AVANZADA Y TAPONAMIENTO.

203. 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 NECESARIOREACONDICIONAMIENTO PARA PROVECHAR LA ENERGÍA DELYACIMIENTO O PARA ELIMINAR PROBLEMAS DE EN LAPRODUCCIÓN.

205. ¿QUÉ ES UNA REPARACIÓN MAYOR?

SISTEMA DE

DISPAROS

BAJADO PORCABLE (DBC)

ENTUBADORECUPERABLE

SEMIDESECHABLE

DESECHABLE

BAJADO CONTUBERÍA



ES UNA INTERVENCIÓN EN LA QUE SE MODIFICA SUSTANCIAL YDEFINITIVAMENTE LAS CONDICIONES Y CARACTERÍSTICAS DE LA ZONAPRODUCTORA.

206. MENCIONE LAS REPARACIONES MAYORES QUE SE PUDENREALIZAR.

CAMBIO DE INTERVALO POR FLUIDOS NO DESEADOS, OBTURAMIENTO DEINTERVALOS POR BAJA PRODUCTIVIDAD O ALTA RELACIÓN GAS-ACEITE,INCORPORACIÓN O AMPLIACIÓN DE INTERVALOS, OPTURAMIENTOPARCIAL DE INTERVALOS, REENTRADAS, PROFUNDIZACIONES YTAPONAMIENTO DEFINITIVO.

207. ¿QUÉ ES UNA REPARACIÓN MENOR?

ES UNA INTERVENCIÓN CUYO OBJETIVO ES CORREGIR FALLAS EN ELESTADO MECÁNICO DEL POZO, RESTAURAR U OPTIMIZAR LASCONDICIONES DE FLUJO DEL YACIMIENTO, SIN MODIFICAR LA ZONAPRODUCTORA.

208. MENCIONE LAS REPARACIONES MENORES QUE SE PUDENREALIZAR.

REACONDICIONAMIENTO DE APAREJOS DE PRODUCCIÓN, CAMBIOS DE APAREJO O DE EMPACADOR POR COMUNICACIÓN O DAÑO, LIMPIEZA DELPOZO, CORRECIÓN DE ANOMALÍAS EN TR, ESTIMULACIÓN,FRACTURAMIENTO, INDUCCIONES Y MANTENIMIENTO A CONEXIONESSUPERFICIALES.

209. MENCIONE EL PROCESO DE REPACIÓN DE POZOS.

ANÁLISIS, PLANEACIÓN, DIAGNÓSTICO, DISEÑO, EJECUCIÓN YEVALUACIÓN.

210. CONTESTE LOS SIGUIENTES INCISOS.

211. SE REALIZA MEDIANTEEL AISLAMIENTO DELINTERVALO YA SEA DEMANERA TEMPORAL ODEFINITIVA CON TAPONESMECÁNICOS O DE CEMENTO.DICHAS INTERVENCIONESPUEDEN EFECTUARSE CONEQUIPO CONVENCIONAL DE

A CAMBIO DE INTERVALO PORINVASIÓN DE FLUIDOS NODESEADOS.

B REENTRADAS



REPARACIÓN Y PUEDE SER ATRAVÉS DEL APAREJO DEPRODUCCIÓN. ( A )

212. CUANDO UN

INTERVALO HA DECLINADOSU PRODUCCIÓN O SUSRELACIONES AGUA ACEITE OGAS ACEITE HAN

AUMENTADO A LIMITESECONÓMICAMENTE NO

ACEPTABLES, ES NECESARIOOBTURARLO. ( C )

C OBTURAMIENTO DE

INTERAVALOS POR BAJAPRODUCTIVIDAD.

213. CUANDO SE DETECTA(CON PRUEBAS DE PRESIÓN)QUE EXISTE DAÑO EN EL

POZO POR CONVERGENCIADE FLUIDOS, LO CUAL SECORRIGE CON AMPLIACIÓNDEL INTERVALO. TAMBIÉN SISE DEFINE QUE SE NECESITAINCREMENTAR PRODUCCIÓNO SI EXISTE UNA ZONA DEPRESIÓN SIMILAR, SEDISPARA AMPLIANDO ELINTERVALO. ( D )

D INCORPORACIÓN Y/O AMPLIACIÓN DE INTERVALOS

214. SE HACE CON LAFINALIDAD DE EVITAR LAPRODUCCIÓN DE FLUIDOSNO DESEADOS DE (AGUA OGAS) SE CONOCE TAMBIÉNCOMO EXCLUSIÓN, ESTEPROBLEMA SE ORIGINA PORUNA DIFERENCIA ENMOVILIDAD DE LOS FLUIDOSEN EL YACIMIENTO. ( F )

E PROFUNDIZACIONES

215. CUANDO TERMINA LA

VIDA PRODUCTIVA DEL UNPOZO Y EXISTEN ZONAS DELYACIMIENTO AUN SINDRENAR SE PUEDE

APROVECHAS LAINFRAESTRUCTURAEXISTENTE.( B)

OBTURAMIENTO PARCIAL DE

INTERVALOS

216. EL PROCESO



BÁSICAMENTE CONSISTE ENROMPER LA ZAPATA YPERFORAR HASTA LAPROFUNDIDADPROGRAMADA. ( E )

217. REQUIERE DEINFORMACIÓN BÁSICA DELPOZO TALES COMO: TIPO YCARACTERÍSTICAS DE

APAREJO DE PRODUCCIÓN(FLUYENTE, DE BOMBEONEUMÁTICO, ETC.) ( )

CORRECCÍON DE ANOMALÍAS

218. SI LA COMUNICACIÓN

ES EN EL EMPACADORDEPENDIENDO DEL TIPO, SEPUEDE ELIMINAR PORMOLIENDA Y PESCA CUANDOES PERMANENTE, O SE SACACON EL APAREJO CUANDOES RECUPERABLE. ( )

ESTIMULACIÓN,

FRACTURAMIENTOS O INDUCCIÓN.

219. EN ESTE TIPO DEOPERACIONES NO SEREQUIERE UTILIZAR ELEQUIPO CONVENCIONAL DE

MANTENIMIENTO PUEDEUTILIZARSE OTROS EQUIPOSCONSIDERADOS ESPECIALESCOMO SON TUBERÍAFLEXIBLE, GENERADOR DEESPUMA, GENERADOR DE

ACEITE CALIENTE, LÍNEA DE ACERO. ( )

LIMPIEZA DEL POZO

220. LAS PRINCIPALESFALLAS OBSERVADAS EN LASTR SON DESPRENDIMIENTO,

ROTURA, COLAPSO. LASCAUSAS QUE LAS ORIGINANPUEDEN SER FATIGA,DESGASTE, EFECTOS DECORROSIÓN O ESFUERZOSEXCESIVOS SOBRE LA TR. ()

CAMBIO DE APAREJO OEMPACADOR POR COMUNICACIÓNO DAÑO.



221. DESPUÉS DE LATERMINACIÓN, UNMANTENIMIENTO MAYOR OCON EL DESARROLLO DE LAVIDA PRODUCTIVA DE LOS

POZOS GENERALMENTE SEREQUIERE RESTAURAR OMEJORAR LAS CONDICIONESDE FLUJO DEL INTERVALOPRODUCTOR O INYECTOR. ()

REACONDICIONAMIENTO DE APAREJO DE PRODUCCIÓN

222. VENTAJAS

PRODUCCIÓN MULTIZONASINTERVALOS LARGOSPOZOS HP,HTBAJO COSTOREINTERVENCIÓN T.T.SELECTIVO

DESVENTAJASRESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS.

XA SENCILLO SELECTIVO

223. VENTAJAS

PRODUCCIÓN UNA ZONABAJO COSTOREINTERVENCIÓN T.T.

DESVENTAJASRESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS.PRODUCCIÓN DE FINOSNO SELECTIVO (ESTIMULACIÓN)PARA FORMACIONES

CONSOLIDADAS

XB TIEBACK

224. VENTAJASPRODUCCIÓN MULTIZONASMÉTODO EFICAZ DE CONTROLFORMACIONES NO

CONSOLIDADAS

DESVENTAJASCAÍDA DE PRESIÓN ADICIONAL

XC DOBLE TERMINACIÓN

XC TUBINGLESS



225. VENTAJAS

PRODUCCIÓN MULTIZONAS

DESVENTAJAS

ALTO COSTO( T .I)FLUJO CRUZADOACCESORIOS MÚLTIPLES

226. VENTAJASALTO GASTO DE PRODUCCIÓN

POZOS DE ACEITEMENORES CAÍDAS DE PRESIÓNSELECTIVO

DESVENTAJASALTO COSTO

XX CONVENCIONAL

227. VENTAJASPRODUCCIÓN MULTIZONASALTO COSTO

DESVENTAJASRESTRICCIÓN DE PASO DE HTAS.ACCESORIOS VARIOS PARA

CONTROL

XY AGUJERO DESCUBIERTO

228. VENTAJASBAJO COSTOTERMINACIÓN SIN EQUIPO

POZOS SOMEROSPOZOS DE GAS

DESVENTAJASRESTRICCIÓN DE PASO DE

HERRAMIENTAS EN DIÁMETROSPEQUEÑOS

XZ CONTROL DE ARENA

229. EL A PAREJO DE PRODUCCIÓN ES EL MEDIO POR EL CUAL SETRANSPORTAN LOS HIDROCARBUROS DEL YACIMIENTO A LASUPERFICIE, ESTE DEBE SOPORTAR ÍNTEGRAMENTE LASPRESIONES Y LOS ESFUERZOS A QUE ES SOMETIDO DURANTE LASOPERACIONES.

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, TALESCOMO GAS, ACEITE, AGUA SALADA, ETC.

232. ¿QUÉ ES LA FUERZA DE COMPRESIÓN?

ES LA FUERZA GENERADA POR EL FLUIDO DE PERFORACIÓN DURANTE LAINTRODUCCIÓN 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 LAFORMACIÓN, TALES COMO: GAS, ACEITE, AGUA SALADA, ETC.

234. ¿QUÉ ES EL FACTOR DE DISEÑO?

LOS EFECTOS DE CARGA SON SEPARADOS DE LA RESISTENCIA DE LATUBERÍA POR UN MULTIPLICADOR CONOCIDO COMO FACTOR DESEGURIDAD, CUYA FUNCIÓN ES TENER UN RESPALDO EN EL DISEÑO,DEBIDO A LA INCERTIDUMBRE EN DETERMINAR LAS CONDICIONES DECARGA REALES, ADEMÁS DEL CAMBIO DE LAS PROPIEDADES DEL ACERODEBIDO A CORROSIÓN Y DESGASTE.

235. ¿CUÁLES SON LOS EFECTOS DE LA TEMPERATURA?

EL INCREMENTO DE TEMPERATURA PRODUCE UNA DISMINUCIÓN EN LARESISTENCIA A LA CEDENCIA DE LOS TUBULARES, POR LO TANTO SEDEBE APLICAR UN FACTOR DE CORRECCIÓN POR ESTE EFECTO YOBTENER 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 LADIFERENCIAL 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 ESMAYOR QUE LA PRESIÓN EXTERNA, LOS ESFUERZOS RADIALES QUE

ACTÚAN SOBRE LA PARED GENERAN UNA EXPANSIÓN (AGLOBAMIENTO)



DEL TUBO, ESTE FENÓMENO CAUSA UNA CONTRACCIÓN LONGITUDINALDEL APAREJO.

238. ¿QUÉ ES EL EFECTO BUCKLING?

BUCKLING (PANDEO HELICOIDAL) ES PRODUCIDO POR UNA DIFERENCIALDE PRESIÓN ACTUANDO SOBRE UN ÁREA TRANSVERSAL DEL APAREJODE PRODUCCIÓN, CAUSANDO UN ACORTAMIENTO DE LA TUBERÍA (-) Y ELPANDEO SE PRODUCE DEL PUNTO NEUTRO PARA ABAJO.

239. EL EMPACADOR ES UN ACCESORIO EMPLEADO PARA SELLARLA PARTE EXTERIOR DEL APAREJO DE PRODUCCIÓN Y LA PARTEINTERIOR DE LA TUBERÍA DE REVESTIMIENTO Ó DE EXPLOTACIÓN.EL EMPAQUE ES REALIZADO POR EL ELEMENTO DE SELLO QUE SEEXPANDE 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 ESTÁSATURADO SOLO PARCIALMENTE CON ESE FLUIDO.

242. ¿QUÉ ES LA PERMEABILIDAD RELATIVA?

RELACIÓN DE LA PEREMABILIDAD EFECTIVA CON RESPECTO A ALGÚNVALOR BASE.

243. ¿QUÉ ES LA POROSIDAD?

PARTE DEL VOLUMEN TOTAL DE ROCA, COMPUESTA PO POROSINTERCONECTADOS.

244. ¿QUÉ ES LA MOJABILIDAD?

ES LA TENDENCIA DE UN FLUIDO A EXTENDERSE O ADHERIRSE SOBREUNA 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 LAPRESIÓN DE LA FASE QUE MOJA Y POR TANTO, COMUNMENTE TIENE



VALOR POSITIVO. O LA DIFERENCIA ENTRE LAS PRESIONES DE DOSFASES CUALESQUIERA SE DEFINE COMO PRESIÓN CAPILAR.

246. EXPRESE LA ECUACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR AGUA-ACEITE.

PC= PO-PW

247. EXPRESE LA ECUACIÓN DE LA PRESIÓN CAPILAR GAS-AGUA.

PC= PG-PW

248. ¿QUÉ SON LAS CARACTERÍSTICAS DE PERMEABILIDADRELATIVA?

SON UNA MEDIDA DIRECTA DE LA CAPACIDAD DE UN SISITEMA POROSOPARA CONDUCIR UN FLUIDO EN LA PRESENCIA DE UNO O VARIOSFLUIDOS.

249. LAS PROPIEDADES DE LA PERMEABILIDAD RELATIVA,¿EFECTO DE QUÉ ES?

ESTAS PROPIEDADES DE FLUJO SON EL EFECTO COMBINADO DE LAGEOMETRÍA DE LOS POROS, LA MOJABILIDAD, LA DISTRIBUCIÓN DE LOSFLUIDOS 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 LASATURACIÓN 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 FLUIDOSMULTIPLES, QUE DEPENDE DEL SENTIDO DE LA VARIACIÓN DE LASATURACIÓN.



254. ¿QUÉ ES LA EFICIENCIA DE DESPLAZAMIENTO DE ACEITE?

ESTE TÉRMINO SE REFIERE A LA PORCIÓN DE ACEITE INICIALMENTE INSITU, 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 UNFLUIDO NO MOJANTE ES MENOS EFICIENTE QUE EL DESPLAZAMIENTO DEUN FLUIDO QUE NO MOJA LA ROCA POR UN FLUIDO MOJANTE, SIPERMANCEN CONSTANTES TODOS LOS DEMÁS FACTORES.

256. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DE LAS VISCOSIDADES DELACEITE Y DEL AGUA?

QUE UNA VISCOSIDAD DE ACEITE MÁS ELEVADA PRODUCE UNDESPLAZAMIENTO MENOS EFICIENTE; ES DECIR, EXISTE UNARECUPERACIÓN MÁS BAJA PARA CUALQUIER RELACIÓN AGUA-ACEITE YSE REQUIEREN UN MAYOR VOLUMEN DE AGUA INYECTADA PARA LOGRARLA RECUPERACIÓN.

257. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DEL ECHADO DE LA FORMACIÓN YDEL GASTO?

CUANDO EL AGUA DESPLAZA AL ACEITE ECHADO ARRIBA, SE OBTIENE UNCOMPORTAMIENTO MÁS EFICIENTE CON GASTOS REDUCIDOS; ES DECIR,LA FUERZA DE LA GRAVEDAD DOMINA. SIN EMBARGO, CUANDO EL ACEITEES DESPLAZADO ECHADO ABAJO, LOS GASTOS MÁS ELEVADOS LOGRANMEJOR EFICIENCIA, PUESTO QUE HAY MENOR TENDENCIA DEL AGUA AFILTRARSE HACIA ABAJO, POR GRAVEDAD, A TRAVÉS DEL ACEITE.

258. ¿CUÁL ES LA INFLUENCIA DE LA SATURACIÓN INICIAL DEGAS?

EN LA INYECCIÓN DE AGUA SE PRODUCIRÁ UN BANCO DE ACEITE ADELANTE DEL AGUA INYECTADA. ESTE BANCO DE ACEITE DESPLAZARÁUNA PARTE DEL GAS LIBRE, ATRAPANDO EL RESTO. DEPENDE DELVOLUMEN DE GAS ATRAPADO EXISTENTE EN EL FRENTE DE INVASIÓN. SINO QUEDA GAS EN UN ELEMENTO DE LA ROCA EN EL MOMENTO EN ELQUE EL FRENTE DE INVASIÓN LLEGA A ESTE NO HABRÁ INFLUENCIASOBRE EL DESPLAZAMIENTO DE ACEITE.

259. ¿QUÉ ES LA RELACIÓN DE MOVILIDAD?



SE CONOCE COMO EL COCIENTE DE LAS RELACIONES DEPERMEABILIDAD/VISCOSIDAD (Κ /µ) DE UN FLUIDO DESPLAZANTE CONRESPECTO A OTRO FLUIDO DESPLAZADO.

260. ¿QUÉ ES LA EFICIENCIA DE BARRIDO?

SE PUEDE DEFINIR LA EFICIENCIA DE BARRIDO COMO LA RAZÓN DELVOLUMEN DEL BARRIDO A CUALQUIER TIEMPO AL VOLUMEN TOTALSOMETIDO A INVASIÓN.

261. MENCIONE LOS FACTORES QUE AFECTAN LA MOJABILIDAD

LOCALIZACIÓN Y SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE, DISTRIBUCIÓN DELOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO, EL VALOR Y LA LOCALIZACIÓN DELPETRÓLEO RESIDUAL Y EL MECANISMO DE DESPLAZAMIENTO.

262. DEFINA EL TERMINO MOJABILIDAD FRACCIONAL

SE CONSIDERA CUANDO LA SUPERFICIE ROCOSA PUEDE TENER ÁREASMOJADAS POR AGUA Y ÁREAS MOJADAS POR ACEITE, DE LO QUERESULTA UNA MOJABILIDAD INTERMEDIA.

263. DEFINA MOJABILIDAD UNIFORME

CUANTIFICABLE POR EL ANGULO DE CONTACTO FORMADO ENTRE LASSUPERFICIES DEL SÓLIDO Y LA INTERFASE ENTRE LOS FLUIDOS.

264. MENCIONE LAS FUERZAS CAPILARES QUE SE UTILIZAN PARAENTENDER LAS PROPIEDADES DE LAS ROCAS Y DE LOS FLUIDOS.

TENSIÓN SUPERFECIAL E INTERFACIAL, MOJABILIDAD Y PRESIÓNCAPILAR.

265. EXPLIQUE QUE SON LAS FUERZAS VISCOSAS.

SE REFLEJAN EN LA MAGNITUD DE LA CAÍDA DE PRESIÓN QUE OCURRECOMO RESULTADO DEL FLUJO DE UN FLUIDO A TRAVÉS DE UN MEDIOPOROSO.

266. EXPLIQUE DETALLADAMENTE LA TENSIÓN INTERFACIAL Y LASUPERFICIAL.

CUANDO DOS FASES INMISCIBLES COEXISTEN EN UN MEDIO POROSO, LAENERGÍA DE SUPERFICIE RELACIONADA CON LAS INTERFASES DE LOSFLUIDOS INFLUYE EN SU SATURACIÓN, DISTRIBUCIÓN YDESPLAZAMIENTO. SI EL YACIMIENTO HA SIDO INVADIDO CON AGUA O



TIENE LA INFLUENCIA DE UN ACUÍFERO, LAS SATURACIONES DE AGUASERÁN ALTAS Y LA FASE AGUA SERÁ MÓVIL.

267. ¿QUÉ ES TENSIÓN INTERFACIAL?

SE UTILIZA USUALMENTE PARA EL CASO ESPECIFÍCO DONDE LASUPERFICIE DE CONTACTO ES ENTRE UN LÍQUIDO Y SU VAPOR O AIRE; ASÍ, POR EJEMPLO, LA TENSIÓN SUPERCIAL DEL AGUA EN CONTACTOCON SU VAPOR Y A LA TEMPERATURA AMBIENTE, ES DE DINAS/ CM.

268. EXPLIQUE EL EXPERIMENTO MÁS SIMPLE PARA DETERMINARLA TENSIÓN SUPERFICIAL.

PARA MEDIR LA TENSIÓN SUPERFICIAL DE UN LÍQUIDO ES USANDO UNTUBO CAPILAR. CUANDO UN TUBO DE RADIO r SE COLOCA EN URECIPIENTE 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 AGUAb) MOJADO POR ACEITEc) MOJABILIAD NEUTRA O INTERMEDIAd)271. COMPLETE LAS SIGUIENTES ORACIONES

SEA At, TENSIÓN DE ADHESIÓN.

SI At ES POSITIVA, INDICA QUE EL LÍQUIDO MÁS DENSO (AGUA) MOJAPREFERENCIALMENTE LA SUPERFICIE SÓLIDA Y θc MENOR A °.

SI At ES NEGATIVA, INDICA QUE EL LÍQUIDO MENOS DENSO MOJAPREFERENCIALMENTE LA SUPERFICIE SÓLIDA Y θc MAYOR A °.



SI At ES CERO, INDICA QUE AMBAS FASES TIENEN IGUAL AFINIDAD POR LASUPERFICIE SÓLIDA Y θc=°.

272. ¿QUÉ FACTORES PUEDEN SER AFECTADOS POR LAMOJABILIDAD?

LA LOCALIZACIÓN Y LA SATURACIÓN DE AGUA IRREDUCIBLE, LADISTRIBUCIÓN DE LOS FLUIDOS EN EL YACIMIENTO, ESTO ES ¿, LALOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO Y DEL AGUA EN EL ESPACIO POROSO, ELVALOR Y LA LOCALIZACIÓN DEL PETRÓLEO RESIDUAL Y EL MECANISMODE DESPLAZAMIENTO.

273. DEFINA PRESIÓN CAPILAR

SE DEFINE COMO LA DIFERENCIA DE PRESIÓN A TRAVÉS DE LAINTERFASE 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 DEPRESIÓN CAPILAR?

LA PENDIENTE DE LA CURVA DURANTE EL DRENAJE ES UNA BUENAMEDIDA CUALITATIVA DEL RANGO DE DISTRIBUCIÓN DEL TAMAÑO DE LOS

POROS: A MAYOR HORIZONTALIDAD DE LA CURVA Pc, MAYORUNIFORMIDAD 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 YSATURACIÓN TAMBIÉN DEPENDE DEL TAMAÑO Y DISTRIBUCIÓN DE LOSPOROS.

LA CURVA C ES PARA UNA ROCA DE BAJA PERMEABILIDAD QUE MUESTRAUNA ALTA PRESIÓN DE DESPLAZAMIENTO INICIAL; LA CURVA B, PARA UNAPERMEABILIDAD INTERMEDIA Y LA CURVA A, PARA UNA DE ALTAPERMEABILIDAD Y BAJA PRESIÓN DE DESPLAZAMIENTO INICIAL.

278. ¿QUÉ SON LOS METODOS DE RECUPERACIÓN MEJORADA?

SE CLASIFICA COMO RECUPERACIÓN MEJORADA CUALQUIER MÉTODOQUE SE APLIQUE O BIEN DESPUÉS DE LA RECUPERACIÓN SECUNDARIAPOR DRENAJE DE AGUAO BIEN EN LUGAR DE LOS MÉTODOSCONVENCIONALES DE RECUPERACIÓN SECUNDARIA POR INYECCIÓN DE

AGUA.

279. ¿CUÁLES SON Y EN QUE CONSISTEN LOS MÉTODOSTÉRMICOS?

INYECCIÓN CÍCLICA DE VAPOR, INYECCIÓN CONTÍNUA DE VAPOR Y

COMBUSTIÓN IN SITU.

CONSISTEN ESENCIALMENTE EN INYECTAR ENERGÍA Y AGUA EN ELYACIMIENTO, CON EL FIN DE REDUCIR NOTABLEMENTE LA VISCOSIDADDEL CRUDO. SON MÉTODOS DE APLICACIÓN CASI IMPRESCINDIBLE PARACRUDOS PESADOS Y EXTRAPESADOS.



280. ¿CUÁLES SON Y EN QUE CONSISTEN LOS MÉTODOSQUÍMICOS?

MÉTODOS MISCIBLES (SOLVENTES, CO, MICROEMULSIONES), MÉTODOSDE 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 INTERÉSECONÓMICO (A UN PRECIO DE PETRÓLEO A MÁS DE $/BARRIL) ES ELMÉTODO DE INYECCIÓN DE DIÓXIDO DE CARBONO. LOS MÉTODOS DEINYECCIÓN DE MICROEMULSIOBES CON EL FIN DE OBTENER LAMISCIBLIDAD DEL AGUA Y CRUDO REQUIEREN DEMASIADO SURFACTANTEPARA SER ECONÓMICOS.

cuestionario de ingenieria petrolera

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