EVALUAC PRODUCCION 1

Especialidad en

Ingeniería Petrolera

TEMA

MÉTODOS GEOFÍSICOS EN LA EXPLORACIÓN

PETROLERA

Módulo 7

Ingeniería de Producción y

Productividad de pozos

MANUAL DEL INSTRUCTOR

Preparado por:

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DE POZOS 1

Ing. Fernando López Arriaga

Instituto Mexicano del Petróleo

D. R. por el autor: Ing. Fernando López Arriaga los derechos reservados.

No se permite la reproducción total o parcial del contenido de este libro, por cualquier medio óptico o electrónico, sin la autorización por escrito de su autor.

Hecho en México Printed in México


CONTENIDO

1. PROPÓSITO DEL MANUAL DEL INSTRUCTOR..............................................4

2. OBJETIVO DEL MANUAL DEL INSTRUCTOR.................................................4

3. RECOMENDACIONES GENERALES DE USO DEL MANUAL...........................4

4. INTRODUCCIÓN.........................................................................................5

5. MATERIA DE APOYO...................................................................................7

6. DESARROLLO DEL CURSO..........................................................................8

7. OBJETIVO GENERAL DEL CURSO................................................................9

8. OBJETIVOS ESPECÍFICOS............................................................................9

9. CRITERIOS DE EVALUACIÓN.....................................................................13

10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS...............................................................14

11. EVALUACIÓN DIAGNÓSTICA, FORMATIVA Y FINAL...................................16

CARTA DESCRIPTIVA


1. PROPÓSITO DEL MANUAL DEL INSTRUCTOR

El presente manual tiene como propósito apoyar al instructor en la formación

del personal de Petróleos Mexicanos en la especialidad de Ingeniería Petrolera,

facilitándole desempeñar la función con profesionalismo; identificando los

recursos y técnicas didácticas como apoyos fundamentales para un adecuado

desarrollo de la profesión.

2. OBJETIVO DEL MANUAL DEL INSTRUCTOR

El objetivo del manual es apoyar al instructor en la impartición del curso

“INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DE POZOS”, facilitándole las

herramientas, indicaciones, comentarios, recomendaciones, instrumentos de

evaluación, etc. para el mejor desempeño.

3. RECOMENDACIONES GENERALES DE USO DEL MANUAL

Antes de impartir el curso:

Lee completamente el manual del participante para adaptarte con el

contenido.

Familiarízate con las conclusiones del manual de participante y

considéralas como guía para que a los participantes se les facilite

preparar su evaluación final.

Lee y familiarízate con la bibliografía propuesta.

Busca en el diccionario las palabras que no entiendas.

Realiza los ejercicios contenidos en el manual para relacionarte con

ellos.

Lee completamente el manual del instructor y considera las sugerencias.

Revisa la guía de instrucción y realiza tu plan de sesión.

Revisa la relación de materiales que requieres para el curso y asegúrate

de contar con todos.

Adáptate a las evaluaciones y considéralas como guía del aprendizaje

que deberán lograr los participantes al término del curso.


4. INTRODUCCIÓN

Actualmente, dado el proceso de modernización que vive el país, es una de las

preocupaciones de la Administración Pública la preparación de cuadros

laborales. En este sentido, la capacitación de futuros expertos en las

especialidades que PEMEX necesita, adquiere especial relevancia por el

significado que tiene como empresa pública paraestatal mexicana petrolera,

encargada de administrar la exploración, explotación y ventas de petróleo.

Por lo tanto, se ha venido dando mucho énfasis a la reconocida importancia

que es la integración y compenetración del personal con sus propias funciones

y con las demás a fin de transmitir, difundir y acrecentar el conocimiento que

apoye al cumplimiento de los objetivos organizacionales. Ya que el factor

humano es cimiento y motor de toda organización y su influencia es decisiva

en el desarrollo, evolución y futuro de la misma.

En el presente manual abordaremos temas que permitan generar un panorama

amplio y claro de la Ingeniería de Producción y Productividad de Pozos,

especialidades que dentro de la organización son consideradas sustantivas, así

como te proporcionará elementos técnico-metodológicos para la impartición de

cursos con un nivel óptimo de eficiencia.

El curso es de suma importancia para quienes se integran al “Programa de la

Especialidad de Ingeniería Petrolera”, ya que le permitirá al participante

al término del curso contar con los conocimientos generales asociados a la

producción y la productividad de pozos interactuando con los profesionistas

involucrados en estas metodologías de importancia fundamental en la industria

petrolera, con el fin de responder a los requerimientos de la organización.

El beneficio para el participante será obtener los conocimientos, habilidades y

actitudes necesarias para continuar el proceso de formación que ofrece PEMEX

a través de este programa.

Tipo de curso. Presencial.


Características del lugar de capacitación. Se recomienda que el curso sea

impartido en un aula con espacio suficiente para un mínimo de 20

participantes, equipo de cómputo adecuado para proyectar diapositivas, mesas

de trabajo y rotafolio. Es imprescindible contar con equipo de cómputo por

participante.

El curso se desarrolla en 80 horas distribuidas en trece lecciones, el manual

estructura cada una de ellas con un contenido específico, que integrados

permitirán llegar al objetivo planteado.

La estructura del manual del participante es la siguiente:

INGENIERÍA DE PRODUCCIÓN Y PRODUCTIVIDAD DE POZOS

1. Uso de correlaciones para obtener las propiedades de los fluidos a diferentes condiciones de flujo

2. Comportamiento de Afluencia (Gastos de producción)

3. Factor de daño y su relación con comportamiento de afluencia (Gastos de producción)

4. Curvas de declinación

5. Registros de producción

6. Fundamentos de flujo multifásico

7. Correlaciones y modelos mecanísticos para flujos vertical, horizontal e inclinado

8. Flujo a través de restricciones

9. Sistema Integral de Producción, Análisis nodal

10. Diseño de Aparejos de producción

11. Optimización de la producción en el sistema integral

12. Diseño de estimulaciones y fracturamientos

13. Aplicaciones con Software Técnico

Glosario de términos

Bibliografía

Al final de este manual, te presentamos la bibliografía que apoya cada uno

de los temas desarrollados, con el objeto de que la consultes si deseas


profundizar en alguno de ellos.

Te damos la más cordial bienvenida a esta experiencia de enseñanza.

¡Bienvenido!

Nombre del Diseñador del curso ___________________________

5. Material de apoyo

Se recomienda utilizar el rotafolio para explicar al participante aquellos

desarrollos matemáticos que lo requieran. También es necesario mostrar

imágenes por medio de diapositivas, de cómo se lleva a cabo la producción y

productividad de pozos y finalmente mostrar imágenes sobre las cuales el

participante pueda practicar lo aprendido.

Se sugiere que el instructor lleve impresos algunos ejercicios sobre

Comportamientos de Afluencia, Análisis Nodal y Diseño de Aparejos para que el

participante ejercite sus conocimientos.

Durante el capítulo trece se requiere de una computadora por alumno para

realizar los ejercicios en software especializado como son: Simulación de un

Pozo Fluyente, su Análisis Nodal y Análisis de Sensibilidad de las variables del

Sistema Integral de Producción.

Presentación con diapositivas

Uso de rotafolio

Evaluaciones impresas

Manual del participante

6. Desarrollo del curso

El curso está diseñado para que en 80 horas el participante obtenga los

conocimientos básicos relacionados con los temas de Ingeniería de Producción


y Productividad de Pozos, el instructor expondrá apoyado de la presentación

que se incluye, los temas antes mencionados, por lo que se sugiere que las

técnicas de enseñanza se enfoquen en aplicar la dinámica de contacto

aprendizaje.

El material base que se utilizará en el curso es: el manual del instructor, que

contiene la carta descriptiva, el manual del participante, las evaluaciones

diagnostica, final y ejercicios de los principios de Productividad de Pozos.

Se sugiere que el instructor se familiarice con el manual del participante y vea

la parte correspondiente a cada tema previo a la exposición, así determinará si

es necesario realizar actividades extras a las aquí propuestas para un mejor

aprendizaje por parte del participante.

El instructor expondrá los 13 temas de manera clara, y se contestará las

preguntas que los participantes lleguen a tener. Se sugiere que el instructor

aplique tareas y exposiciones a su consideración y dependiendo del avance y

los resultados que los participantes vayan teniendo.

En algunos temas se sugiere aplicar la técnica de diálogo-discusión para que

los participantes expresen sus conocimientos previos, y la clase se lleve a cabo

de manera dinámica enriqueciendo el valor de la presentación del instructor.

El instructor debe evaluar la participación del participante, puesto que es un

aspecto a considerar en la evaluación final con un valor del 10 %, por lo que

será necesario aplicar la técnica de preguntas dirigidas para realizar una

discusión de los temas.

En un apartado de este manual, te presentamos la bibliografía que apoya

cada uno de los temas desarrollados, con el objeto de que la consultes si

deseas profundizar en alguno de ellos.

Al final del manual se presenta una serie de evaluaciones y cuestionarios que

permitirán determinar el nivel de aprendizaje de los participantes, durante el

desarrollo del curso, te sugerimos apliques estos elementos de acuerdo al


apartado 12 de este manual donde vienen especificadas las instrucciones y al

apoyo del desarrollo especificado en la carta descriptiva. Asimismo se

presentan las claves de respuestas para los cuestionarios y las evaluaciones.

Los criterios de evaluación se presentan más adelante y están diseñados de

acuerdo al material que el instructor tiene para desarrollar el curso.

7. OBJETIVO GENERAL DEL CURSO

“Ingeniería de Producción y Productividad de Pozos”

El participante, al término del curso, aplicará los fundamentos de flujo

multifásico en tuberías y las técnicas de diagnóstico y análisis de

Ingeniería de Producción, para el diseño de sistemas de transporte de

mezclas de hidrocarburos y la solución de sus problemas. Esto permitirá

determinar las condiciones operación del Sistema Integral de Producción

y tomar la mejor decisión para su optimización, a partir de las diferentes

herramientas y metodologías detalladas en el Manual del Participante.

8. OBJETIVOS ESPECÍFICOS

“Ingeniería de Producción y Productividad de Pozos”

De acuerdo al temario:

1. Uso de correlaciones para obtener las propiedades de los fluidos a diferentes condiciones de flujo

Objetivo específico:

El participante identificará la importancia del uso de correlaciones para la determinación de las propiedades de los fluidos manejados en las corrientes multifásicas y su comportamiento ante las variaciones de presión y temperatura.

2. Comportamiento de Afluencia (Gastos de producción)



El participante reconocerá los diferentes tipos de empujes, presentes en los yacimientos petroleros, y correlacionará sus efectos con la capacidad de aporte de los intervalos productores hacia los pozos.

3. Factor de daño y su relación con comportamiento de afluencia (Gastos de producción)


El participante identificará todos los mecanismos y tipos de daño que pueden presentarse en los pozos, y como cada uno de ellos afecta a la producción de hidrocarburos.

4. Curvas de declinación


El participante reconocerá la importancia de las curvas de declinación para describir el comportamiento futuro de un yacimiento petrolero y descubrirá que su uso es un método que facilita el cálculo de la reserva de un pozo, un conjunto de pozos o inclusive todo un activo sin el empleo de ecuaciones o técnicas más sofisticadas.

5. Registros de producción


El participante conocerá los métodos gráficos de los registros de producción y la metodología empleada para determinar las causales de baja productividad de los pozos; con la finalidad de tomar las decisiones correctivas para la optimización de la producción.

6. Fundamentos de flujo multifásico


El participante analizará y comprenderá el comportamiento y los fenómenos del flujo simultáneo de dos o más fases distintas, en pozos, tuberías y equipos de proceso.


7. Correlaciones y modelos mecanísticos para flujos vertical, horizontal e inclinado


El participante analizará que los fenómenos de flujo multifásico pueden ser divididos en 4 categorías de estudio: flujo multifásico vertical, horizontal, inclinado y direccional. Esto con la finalidad de predecir las caídas de presión y el comportamiento de los fluidos en el sistema de interés.

8. Flujo a través de restricciones


El participante conocerá el comportamiento de las corrientes multifásicas a través de válvulas y reconocerá la utilidad de emplear estranguladores tanto superficiales como de fondo de pozo, con el propósito de administrar la energía del yacimiento y el avance de los fluidos.

9. Sistema Integral de Producción, Análisis nodal


El participante analizará el comportamiento general del Sistema Integral de Producción, a través de su caracterización en nodos de control y/o interés. Además reconocerá los esfuerzos dirigidos a mediano y largo plazo a maximizar el factor de recuperación y a corto plazo a acelerar la recuperación de reservas probadas.

10. Diseño de Aparejos de producción


El participante identificará la guía práctica para diseñar aparejos de producción tomando en consideración los esfuerzos a los están sujetos durante la operación y el movimiento de los mismos y las condiciones que prevalecen en los pozos petroleros.


11. Optimización de la producción en el sistema integral


El participante reafirmará la metodología seguida para mantener los pozos operando, empleando las técnicas más actuales, en todas las etapas de producción.

12. Diseño de estimulaciones y fracturamientos


El participante considerará los principios físicos y/o químicos que se presentan en los procesos de estimulación o fracturamiento para su correcto diseño y aplicación en campo.

13. Aplicaciones con Software Técnico


El participante reconocerá las facilidades y limitaciones que presentan la mayoría de los Software técnicos especializados en la Ingeniería de producción y productividad de pozos.


9. CRITERIOS DE EVALUACIÓN

1 Evaluación Diagnóstica Sin valor2 Evaluación Final 60 %3 Participación 10 %4 Cuestionarios 30 %

CALIFICACIÓN DEL FINAL 100%

Los criterios para la aprobación del curso son:

Calificación final mínima de 8

Asistencia mínima del 80 %


10. REFERENCIAS BIBLIOGRÁFICAS

1. Contreras C. Marvin J. (2004). Evaluar y Diagnosticar las Condiciones de

Operación de la Estación de Tratamiento de Crudo BARED-10-Distrito

San Tome. Informe de Pasantías. Universidad Rafael Urdaneta, Maracaibo.

2. Arocha P. Otman A. (2004). Estudio Comparativo Técnico-Económico

entre Estación de Flujo Convencional y Estación de Flujo con Tecnología

Multifásica en el campo Caricari. Trabajo Especial de Grado. Universidad

Central de Venezuela, Caracas.

3. Busto Trina I. y Zamora M. Oswaldo N. (2002). Evaluación del Sistema de

Manejo de Fluidos en Superficie para el Área Mayor de Socororo. Trabajo

Especial de Grado. Universidad Central de Venezuela, Caracas.

4. Smith Vernon H. (2001). Oil and Gas Separators. Petroleum Engineering

Handbook. Chapter 12. Meriand Corp. Houston.

5. Rivero R. Engly N. (2000). Implantación de la Gerencia de la Seguridad

de los Procesos para la Estación de Flujo AREF-2 y las Estaciones de

Descarga ARED-4, BARED-4 Y BARED-8. Trabajo Especial de Grado.

Universidad Nacional Experimental "Antonio José de Sucre", Barquisimeto.

6. Woodruff John (1968). Crude Oil Tanks: Construction, Strapping,

Gauging and Maintenance. API Manual. The University of Texas at Austin,

Texas.

7. Wallace J. Frank and Others (1961). Well Testing. API Manual. Dallas, Texas.

8. LeFeber R. B. and Others (1974). Treating Oil Field Emulsions. API Manual.

Dallas, Texas.

9. Tesis de la Fundación La Salle

10. Tesis de la UNEXPO

11. Ing. Luis Escobar H. Medición De Crudo En Tanques. Problemas Y

Tratamiento De Espuma. Pérdidas Por Evaporación. Consultores

Esconpet, S.A


11. EVALUACIÓN DIAGNÓSTICA, FORMATIVA Y FINAL

La evaluación diagnóstica se aplicará al comienzo del curso para

determinar el nivel de conocimientos que posee el participante en

relación con el temario, el participante tendrá que contestar los 10

reactivos en un tiempo de 50 minutos, esta evaluación no será

considerada para la evaluación final.

Se aplicarán 4 cuestionarios, el primero al término del tema 3, consta de

15 reactivos y se aplicará en un tiempo de 60 minutos; el segundo al

término del tema 6, consta de 10 reactivos y se aplicará en un tiempo

de 30 minutos; el tercero al término del tema 9, consta de 10 reactivos y

se aplicará en un tiempo de 30 minutos; el cuarto al término del tema

12, consta de 5 reactivos y se aplicará en un tiempo de 20 minutos.

Estos cuestionarios serán considerados en la evaluación final con un

valor del 30 %.

Al término del curso se aplicará la evaluación final para ver el nivel de

conocimientos de todo el temario y el aprendizaje que logró el

participante considerando la evaluación diagnóstica. El participante

responderá la respuesta correcta de un total de 25 preguntas, en un

tiempo de 2 horas. Esta evaluación se considera el 60% de la calificación

de todo el curso.


CURSO: ”Ingeniería de Producción y Productividad de Pozos”

Evaluación diagnóstica

Calificación: ________________

Nombre del instructor:

Nombre del participante:

Lugar y fecha de aplicación:

La evaluación diagnóstica te permitirá identificar el nivel de conocimientos que

tienes sobre la temática del curso. No te preocupes por el resultado, ya que

sólo ayudará a identificar el nivel de dominio que tienes sobre los temas que se

desarrollarán en el curso.

Instrucciones: Escribe sobre las líneas las palabras que completen correctamente cada enunciado, el valor de cada reactivo es de 1 punto, el valor total es de 10 puntos. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 30 minutos.

1.- Cuando no se dispone de información experimental, se requiere determinar por analogía los datos PVT, de los fluidos mediante el uso de ______________

________________________.


2.- Decir que un yacimiento de aceite tiene un empuje ___________________ nos pronostica un factor de recuperación de aproximadamente el 50%

3.- En un yacimiento de gas ________________________________________ el factor de recuperación es de tan solo del 50 al 60%

4.- Cuando en el estudio de un intervalo productor de un pozo se observa una diferencia entre las presiones fluyentes ideal y real mayor de lo esperado, se dice que el intervalo presenta un ______________________.

5.- El flujo a través de _________________________ afecta la producción del pozo debido al cambio de la geometría de flujo cerca del pozo.

6.- El empleo de _____________________________ de declinación de la producción acelera el cálculo.

7.- La medición de los ______________________ de producción en tanques emplean una cinta de medida directa con plomada.

8.- Herramienta llamada____________________________ cuya función es la de restringir el paso de los hidrocarburos a altas presiones con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades deseadas.

9.-Los siguientes elementos básicos: yacimiento, pozo, líneas de descarga, cabezal de recolección, separadores, equipos de proceso, instrumentos de medición y tanques de almacenamiento, constituyen e _____________ __________________________________________________

10.- El proceso de estimulación con el empleo del HCl, en formaciones de carbonatos crea un_________________________________ con el fin de incrementar la permeabilidad.


RESPUESTAS

1.- Cuando no se dispone de información experimental, se requiere determinar por analogía los datos PVT, de los fluidos mediante el uso de CORRELACIONES EMPÍRICAS.

2.- Decir que un yacimiento de aceite tiene un empuje HIDRAULICO nos pronostica un factor de recuperación de aproximadamente el 50%

3.- En un yacimiento de gas CON EMPUJE ACTIVO DE AGUA el factor de recuperación es de tan solo del 50 al 60%

4.- Cuando en el estudio de un intervalo productor de un pozo se observa una diferencia entre las presiones fluyentes ideal y real mayor de lo esperado, se dice que el intervalo presenta un DAÑO

5.- El flujo a través de LOS DISPAROS afecta la producción del pozo debido al cambio de la geometría de flujo cerca del pozo.

6.- El empleo de CURVAS TIPO de declinación de la producción acelera el cálculo.

7.- La medición de los VOLÚMENES de producción en tanques emplean una cinta de medida directa con plomada.

8.- Herramienta llamada ESTRANGULADOR cuya función es la de restringir el paso de los hidrocarburos a altas presiones con el objeto de controlar el gasto del pozo en las cantidades deseadas.

9.-Los siguientes elementos básicos: yacimiento, pozo, líneas de descarga, cabezal de recolección, separadores, equipos de proceso, instrumentos de medición y tanques de almacenamiento, constituyen el SISTEMA INTEGRAL DE PRODUCCIÓN

10.- El proceso de estimulación con el empleo del HCl, en formaciones de carbonatos crea un CANAL CONDUCTIVO con el fin de incrementar la permeabilidad.



CUESTIONARIO 1 (Temas 1,2 y 3)





Instrucciones: Lee y responde brevemente a las siguientes preguntas. El valor de cada reactivo es de 0.66, el valor total de la evaluación es de 10 puntos. Deberá de reunir el 80% de aciertos para una evaluación positiva. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 30 minutos.

1. ¿Qué es el Factor de Daño? ¿Cuáles son los métodos empleados

para su cálculo?

2. ¿Cuáles son las correlaciones PVT más usadas para la predicción

de las propiedades de los fluidos?

3. Defina ¿qué es el factor de volumen de un líquido?


4. ¿Cuáles son las diferentes geometrías de flujo de fluidos del

yacimiento hacia el pozo?

5. ¿Qué es la Relación Gas Aceite? ¿Qué condiciones afectan este

parámetro?

6. ¿Cómo se pueden clasificar los yacimientos de hidrocarburos en

función de los fluidos producidos?

7. Explique en qué consistió el experimento de Darcy y describe la

ecuación.

8. ¿Cómo se clasifican las principales causas que originan Daño?

9. ¿Cuáles son los periodos de flujo que se pueden presentar en un

yacimiento?

10. ¿Cuáles son las partes principales de flujo que constituyen

un Sistema Integral de Producción?

11. ¿Cuál es el periodo de Flujo Estacionario? ¿Bajo qué

condiciones se presenta en un yacimiento?


12. Dentro de un Diagrama de Fases ¿Cuál es la Curva de

Burbujeo o de Ebullición?

13. ¿Qué es el encogimiento?

14. Defina ¿qué es un proceso de Liberación de Gas Diferencial?

15. ¿Cuál es la Región de Dos Fases?


CLAVE DE RSPUESTA DEL CUESTIONARIO 1

1. El factor de daño es una medida cuantitativa empleada para

evaluar el comportamiento de un pozo, relativa a la producción

ideal de un pozo a partir de una formación completamente abierta

y sin restricciones. La magnitud del daño indica la necesidad de

estimular un pozo, o bien establecer un programa de

reacondicionamiento del pozo.

El valor del factor de daño, usualmente se calcula a partir del

análisis de datos de pruebas de incremento o decremento de

presión.

2. Standing, Vázquez-Beggs, Oistein-Glaso, Lasater.

3. Es la relación entre el volumen de un líquido medido a condiciones

de yacimiento, con respecto la medición de dicho volumen de

líquido en el tanque de almacenamiento a condiciones estándar,

después de pasar por los separadores.

4. Flujo cilíndrico / radial, Flujo convergente, Flujo lineal, Flujo

elíptico, Flujo hemisférico y Flujo esférico

5. Es el volumen de gas producido por volumen de aceite producido,

medidos ambos volúmenes a condiciones estándar. Las

condiciones de separación como presión, temperatura y etapas,

afectan el valor de dicha relación.

6. Se pueden clasificar en: Aceite Negro o de Bajo Encogimiento,

Aceite Volátil o de Alto Encogimiento, Gas y Condensado o Gas

Retrógrado, Gas Húmedo y Gas Seco.

7. Llenó de arena un recipiente e hizo fluir agua a través del

empacamiento hasta saturarlo completamente. A partir de esto,

Darcy encontró que la velocidad de un fluido a través de un medio

poroso es proporcional al gradiente de presión e inversamente


proporcional a la viscosidad. De esta forma, Darcy llegó a

establecer la siguiente expresión:v=Cte .dPdx

8. Físicas, Químicas y Biológicas.

9. Flujo Estacionario, Flujo Transitorio y Flujo Pseudoestacionario.

10. Flujo en el yacimiento, Flujo en el pozo (a través de tuberías

verticales o inclinadas), Flujo en el estrangulador y Flujo en la línea

de descarga.

11. Es el periodo de flujo en el cual el gasto másico a lo largo del

yacimiento es igual al gasto másico que sale del yacimiento. Este

tipo de flujo ocurre cuando un yacimiento está produciendo con un

fuerte empuje de agua, de tal forma que cada barril de aceite

producido es reemplazado por un barril de agua en el yacimiento.

12. Es el lugar geométrico (curva) de los puntos, presión-

temperatura, para los que se forma la primera burbuja de gas, al

pasar de la fase líquida a la región de dos fases.

13. Es la disminución de volumen que experimenta una fase

líquida por efecto de la liberación del gas disuelto y por su

contracción térmica.

14. Es el proceso de remoción de la fase gaseosa, de un sistema

de hidrocarburos, a medida que se forman condiciones de

burbujeo. Por lo tanto, durante un proceso diferencial la

composición del sistema varía continuamente.

15. Es la región comprendida entre las curvas de burbujeo y

rocío. En esta región coexisten, en equilibrio las fases líquida y

gaseosa.



CUESTIONARIO 2 (Temas 4, 5 Y 6)





Instrucciones: Lee y responde brevemente a las siguientes preguntas. El valor de cada reactivo es de 1 punto, el valor total de la evaluación es de 10 puntos. Deberá de reunir el 80% de aciertos para una evaluación positiva. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 30 minutos.

1. ¿Cuáles son los registros de producción más usados?

2. ¿Cuáles son los tres tipos de declinación dentro de la declinación

en estado pseudo-estacionario?

3. ¿De qué gradientes de presión está compuesta la ecuación

general de flujo multifásico?


4. Mencione los Patrones de Flujo presentes en tuberías verticales.

5. ¿Qué es un Registro de Producción?

6. ¿Cuáles son los patrones de flujo presentes en tuberías

horizontales?

7. ¿Qué es Colgamiento? ¿De qué factores depende?

8. ¿Qué es Resbalamiento? ¿En qué condición se resbala el gas y qué

condición se resbala el líquido?

9. ¿Para qué se usan los Registros de Producción?

10. ¿Qué es la Rugosidad? ¿De qué depende el valor de esta?


Clave de Respuestas: Cuestionario 2

1. Medidores de flujo, medidores de densidad, medidores de cortes

de agua y medidores de temperatura.

2. Declinación Exponencial, Declinación Hiperbólica y Declinación

Armónica.

3. Gradiente de Presión por efectos de Elevación, Gradiente de

Presión por efectos de Fricción y Gradiente de Presión por efectos

de Aceleración.

4. Monofásico, Burbuja, Bache, Anular y Niebla.

5. Son aquellos registros que se toman después de que se han

cementado las tuberías de revestimiento, permitiendo conocer con

más detalle el comportamiento de los pozos y de las formaciones.

6. Flujo Estratificado, Flujo Ondulado, Flujo Anular, Flujo Enchufe,

Flujo Bache, Flujo Burbuja y Flujo Niebla.

7. Es la relación entre el volumen de líquido existente en una sección

de tubería, a las condiciones de flujo, y el volumen de la sección

aludida. Esta relación de volúmenes depende de la cantidad y de

la velocidad a la que líquido y gas que fluyen simultáneamente en

la tubería.

8. Es el fenómeno natural del flujo a mayor velocidad de una de las

dos fases. Cuando el flujo es ascendente o descendente, actúa la

segregación gravitacional ocasionando que el líquido viaje a

menor velocidad que el gas para el primer caso, y a mayor

velocidad para el segundo.

9. Son frecuentemente usados para evaluar y diagnosticar: Baja

productividad, Canalizaciones de gas o de agua, Excesiva

producción de gas o de agua, Flujo preferencial (gas o agua) a

través de capas de alta permeabilidad, Zonas ladronas,


Conificaciones de gas o de agua, Evaluación de trabajos de

Terminación y Reparación, Diagnóstico de Pozos Inyectores.

10. La rugosidad de una tubería es una característica de su

superficie, constituida por pliegues o crestas unidad, formando

una superficie homogéneamente distribuida. Depende del tipo de

materia que se emplee en su construcción, su tiempo y propósito

de uso.



CUESTIONARIO 3 (Temas 7,8 y 9)





Instrucciones: Lee y responde brevemente a las siguientes preguntas. El valor de cada reactivo es de 1 punto, el valor total de la evaluación es de 10 puntos. Deberá de reunir el 80% de aciertos para una evaluación positiva. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 30 minutos.

1. ¿Qué es un Sistema Integral de Producción?

2. ¿Cuáles son las principales razones para instalar un estrangulador

superficial en un pozo?

3. Mencione los componentes básicos de un Sistema Integral de

Producción.


4. ¿Mediante qué métodos se puede realizar el análisis del

comportamiento de flujo multifásico y las predicciones de caídas

de presión?

5. Defina el fenómeno de Flujo Crítico. ¿Qué condición de caída

presión se requiere?

6. ¿Cuáles son áreas de flujo son en un Sistema Integral de

Producción?

7. ¿Cuál es el beneficio de generar un Flujo Crítico?

8. ¿Cuál es la técnica de Análisis Nodal? ¿En qué pozos se pueden

aplicar?

9. ¿Qué es un estrangulador?

10. Defina ¿qué es un yacimiento?


Clave de Respuesta: Cuestionario 3

1. Un Sistema Integral de Producción es un conjunto de elementos

que transporta los fluidos del yacimiento hacia la superficie, los

separa en aceite, gas y agua, y finalmente los envía a

instalaciones para su almacenamiento y/o comercialización.

2. Conservar la energía del yacimiento, asegurando una declinación

más lenta de su presión, Mantener una producción razonable,

Proteger el equipo superficial, Mantener suficiente contrapresión

para prevenir entrada de arena, Prevenir conificación de gas,

Prevenir conificación de agua y Obtener el gasto de producción

deseado.

3. Yacimiento, Pozo, Tubería de descarga, Estrangulador,

Separadores y equipo de procesamiento y Tanque de

almacenamiento

4. Mediante las gráficas de gradiente de presión, que se construyen

basándose en experimentos de flujo, y por medio de las

correlaciones empíricas de flujo multifásico.

5. Es el flujo que ocurre cuando un gas o una mezcla de gas-líquido

fluyen a través de un estrangulador y el fluido es acelerado de tal

manera que alcanza la velocidad del sonido en el interior del

estrangulador. En términos generales esta condición se alcanza

cuando la presión de entrada al estrangulador es

aproximadamente el doble de la presión de salida.

6. Flujo del yacimiento al pozo, Flujo en tuberías y Flujo en

estranguladores.

7. Cuando se tiene flujo crítico (supersónico) en el estrangulador, las

perturbaciones de presión corriente abajo del estrangulador no

afectan a los componentes que están corriente arriba.


8. El Análisis Nodal involucra en sus cálculos a todos los elementos

del sistema, permite determinar el efecto de su variación en la

capacidad de transporte y tener una imagen de conjunto del

comportamiento del pozo. El Análisis Nodal se puede aplicar a

pozos fluyentes, inyectores o productores ya sea fluyentes o con

algún sistema artificial de producción.

9. Es un aditamento que se instala en los pozos productores, con el

fin de establecer una restricción al flujo de fluidos. Es decir,

permite obtener un gasto deseado, además de prevenir la

conificación de agua, producción de arena y sobre todo, ofrecer

seguridad a las instalaciones superficiales.

10. Se entiende por yacimiento, la porción de una trampa

geológica que contiene hidrocarburos, la que se comporta como

un sistema intercomunicado hidráulicamente. Los hidrocarburos

que ocupan los poros o huecos de la roca almacén, se encuentran

a alta presión y temperatura, debido a la profundidad que se

encuentra la zona productora.



CUESTIONARIO 4 (Temas 10, 11 y 12)





Instrucciones: Lee y responde brevemente a las siguientes preguntas. El valor de cada reactivo es de 2 puntos, el valor total de la evaluación es de 10 puntos. Deberá de reunir el 80% de aciertos para una evaluación positiva. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 30 minutos.

1. ¿Cómo se puede usar la técnica de Análisis Nodal para la

optimización de pozos?

2. De acuerdo a la función que realizan ¿cómo se pueden clasificar los aparejos de producción?

3. ¿Cuáles son los objetivos principales de una acidificación?

4. ¿Cuáles son las principales diferencias entre la acidificación de

areniscas y de carbonatos?

5. ¿Qué es el fracturamiento ácido?


Clave de Respuestas: Cuestionario 4

1. La aplicación de la técnica nodal permite identificar los elementos

que limitan la capacidad de flujo del sistema. Se emplea para

diagnosticar la variación del gasto de producción al realizar alguna

de las modificaciones siguientes: Presión de separación, Eliminar o

sustituir válvulas o conexiones inapropiadas, Colocar separadores

a boca del pozo, Cambiar diámetro de la T.P., Cambiar diámetro de

la L.D. o construir una adicional, Instalar un sistema artificial de

producción, etc.

2. Sencillo, Sencillo Selectivo, de Bombeo Neumático, de Bombeo Electro-Centrífugo, de Sarta de Velocidad y de Bombeo Mecánico.

3. Remover el daño y disminuirlo por el proceso mismo de acidificación.

4. En las areniscas la superficie de reacción es lenta y el frente del

ácido es relativamente uniforme y se mueve a través del medio

poroso. En los carbonatos la superficie de reacción es alta, así que

la transferencia de masa limita el gasto de reacción, permitiendo

patrones de disolución no uniformes.

5. El fracturamiento ácido es una técnica de estimulación, en la que

el ácido se inyecta a una presión por arriba de la presión de

fractura de la formación, así que un fracturamiento hidráulico es

creado; generalmente, se emplea un fluido viscoso por delante del

ácido, para iniciar la fractura, entonces se inyecta unos de tantos

fluidos como son: ácido plano, ácido tipo gel, ácido espumante o

una emulsión que contiene ácido.



Evaluación final





Instrucciones: Lee y responde brevemente a las siguientes preguntas.

El valor de cada reactivo es de 0.25 puntos, el valor total de la evaluación es de 10 puntos. Deberá de reunir el 80% de aciertos para una evaluación positiva. El tiempo para la resolución de esta evaluación es de 60 minutos.

1. ¿Cómo considera el uso de las correlaciones para obtener las propiedades

de los fluidos: buena, mala, ó regular y por qué?

2. ¿Piensa que el uso de las correlaciones sustituya a los estudios de

laboratorio?


3. Liste por lo menos tres factores que influyan en el comportamiento de los

gastos de producción.

4. Mencione el elemento que más afecta a alcanzar los factores de

recuperación en los diferentes tipos de empuje.

5. Señale al menos dos aspectos que contribuyan a tener daño en la

formación.

6. ¿Qué ventajas considera tenga el uso de las curvas de declinación, sí se

emplean para un pozo ó todos los que llegan a una batería?

7. Además de los registros por pozo, de los gastos de producción de aceite y

gas, ¿qué otros son útiles?


8. En un flujo multifásico, ¿qué parámetros influyen para reducir los flujos

turbulentos?

9. ¿Cómo es que afectan a la medición los flujos en bache?

10. ¿Fenómeno físico que afecta principalmente al colgamiento de los flujos

de producción?

11. ¿Cuál es la diferencia de usar Correlaciones de Flujo Multifásico de los

diferentes grupos existentes?


12. ¿Cuáles son las componentes o gradientes de presión que se consideran

despreciables para los cálculos de caídas de presión total, tanto para flujo

multifásico vertical como para horizontal? Justifique su respuesta.

13. ¿Para qué son útiles los estranguladores en la cabeza del pozo?

14. Mencione algunas ventajas de los estranguladores de fondo.

15. En un análisis Nodal ¿Cómo se Determina el gasto óptimo de producción?

16. ¿Cómo se grafican los IPR de un pozo en un análisis nodal?


17. ¿En un análisis Nodal es común determinar los valores de gasto y presión

hasta la batería de separadores?

18. ¿Qué parámetros se calculan en el diseño de un aparejo de producción?

19. De acuerdo a la función que realizan ¿cómo se pueden clasificar los

aparejos de producción?

20. Para mantener operando el mayor número de pozos ¿qué pasos se

requieren para logar la optimización de la producción en el sistema?


21. ¿Cuál es la diferencia entre una estimulación y un fracturamiento?

22. ¿De qué depende la eficiencia de un tratamiento de estimulación?

23. ¿Cuál es el beneficio de generar un Flujo Crítico a través de un

estrangulador?

24. El uso de simuladores numéricos además de reducir los tiempos de

estudio, ¿qué tan certeros son en sus resultados?

25. En el proceso de fracturamiento hidráulico ¿qué se emplea para mantener abierta la fractura y por qué?


Clave de Respuestas (sujetas al criterio del Instructor):

1. Es importante recordar que, al usar correlaciones PVT solamente se obtienen aproximaciones de los valores de las propiedades de los fluidos calculadas. Se recomienda usar la correlación empírica cuyo desarrollo manejó fluidos semejantes a los que se intentan caracterizar. Siempre es deseable contar con los estudios y mediciones de laboratorio que ajusten los resultados obtenidos mediante estas correlaciones PVT.

2. No, debido a que un estudio de laboratorio certificado caracteriza al fluido tratado con mediciones directas. Las correlaciones están diseñadas a partir de fluidos particulares para su desarrollo de estudio.

3. A nivel yacimiento: permeabilidades relativas, saturaciones de fluidos, daño, presencia de depositaciones y/o incrustaciones, IP, etc.A nivel tuberías: diámetros, rugosidad, coeficientes de transferencia de calor, etc.De las propiedades del fluido: RGA, Rs, Factor de Volumen, Pb, viscosidad, etc.

4. El Daño (la pregunta es muy abierta).

5. Altas producciones que acarren finos, inyección de aguas incompatibles con el agua congénita, invasión de filtrados de operaciones de perforación o terminación, reparaciones o terminaciones, etc.

6. La caracterización individual de la declinación de cada pozo puede inferir el periodo de flujo en que este se encuentra y la consecuente evidencia del radio drenado. El uso de la información conjunta de varios pozos puede subestimar o sobrestimar las declinaciones de algunos pozos, ya que cada pozo tiene un potencial diferente.

7. Todos los que aporten un monitoreo confiable de las condiciones de producción que imperan en los pozos. Por ejemplo: los registros de temperatura pueden identificar canalizaciones indeseables y que generen condiciones de depositación y/o incrustación.

8. La velocidad del flujo y la viscosidad del fluido principalmente. La temperatura es otro factor importante para la variación del régimen de flujo, ya que la magnitud de la viscosidad principalmente depende de la temperatura.


9. El cambio súbito de las propiedades del flujo que pasa por el medidor, causan una incertidumbre en la medición.

10.El colgamiento principalmente está en función del volumen transportado de cada fase. El resbalamiento también juega un papel importante en el valor del colgamiento.

11.Las correlaciones de Grupo III ofrecen una mejor aproximación de las caídas de presión del flujo multifásico que las de los Grupos I y II, al ser modelos más robustos y que manejan un mayor número de variables asociadas a las corrientes multifásicas. Al ser modelos más robustos, requieren de un esfuerzo computacional o de cálculo mayor, que aumentará el tiempo de cálculo y aportación de resultados. Entonces se concluye que modelos sencillos aportan resultados rápidos y de mayor incertidumbre que los modelos más complejos. Siempre se recomienda usar la correlación que para su desarrollo usó fluidos y condiciones semejantes a las que se requieran simular y que todas las simulaciones realizadas se ajusten a parámetros medidos en campo.

12.Para el cálculo de caídas de presión totales, se desprecian los gradientes de presión por efectos de aceleración en el flujo vertical y de elevación en el flujo horizontal. Esto no significa que estas componentes no existan, simplemente su magnitud es muy pequeña en comparación a las otras componentes y prescindir de ellas no genera una incertidumbre significativa en el cálculo total de gradiente de presión.

13.Para administrar la energía del pozo, alcanzar el gasto deseado de conformidad a la capacidad de manejo en superficie o a los programas de explotación, proteger las instalaciones superficiales, evitar conificaciones de agua y/o gas, etc.

14.Obtener el patrón de flujo idóneo, proteger el aparejo de producción y sus accesorios, administrar la energía del yacimiento, etc.

15.Dependiendo del nodo solución, a partir de la intersección de las curvas correspondientes de capacidad de transporte o de presión requerida y la curva de afluencia o de presión disponible. Es recomendable encontrar el equilibrio entre las caídas ocasionas por grandes caudales (fricción) y por bajos gastos (colgamiento).

16.Posteriormente a la adquisición del dato de la presión en fondo a pozo cerrado y de la determinación del potencial máximo del pozo (qmax), se pueden proponer presiones de fondo fluyendo a las cuales se calcularán


sus gastos correspondientes. Los pares de puntos calculados darán origen a la curva del comportamiento de afluencia.

17.Lo más recomendable es tener el estudio integral de todo el Sistema Integral de Producción con la finalidad de realizar la sensibilidad de todos sus componentes y determinar el mejor escenario de producción. Cuando se tiene un flujo crítico o sónico, producto de la instalación de un estrangulador, las variaciones en la Presión de Separación no afectarán a las condiciones productivas del pozo. Además, todo dependerá del Nodo Solución que se busque.

18.Mediante Análisis Nodal se puede determinar el o los diámetros de TP que presenten la menor caída de presión a través de ella.

19.Sencillo, Sencillo Selectivo, de Bombeo Neumático, de Bombeo Electro-Centrífugo, de Sarta de Velocidad y de Bombeo Mecánico.

20.La aplicación de la técnica nodal permite identificar los elementos que limitan la capacidad de flujo del sistema. Se emplea para diagnosticar la variación del gasto de producción al realizar alguna de las modificaciones siguientes: Presión de separación, Eliminar o sustituir válvulas o conexiones inapropiadas, Colocar separadores a boca del pozo, Cambiar diámetro de la T.P., Cambiar diámetro de la L.D. o construir una adicional, Instalar un sistema artificial de producción, etc.

21.La diferencia entre estos dos tipos de estimulación recae en el gasto y presión de inyección. Las estimulaciones matriciales se caracterizan por gastos y presiones de inyección por debajo de la presión de fractura de la roca, mientras que los fracturamientos hidráulicos utilizan gastos y presiones de inyección superiores a la presión de fractura de la roca.

22.Depende principalmente de la caracterización y remoción del daño que restringe la producción.

23.Cuando se tiene flujo crítico (supersónico) en el estrangulador, las perturbaciones de presión corriente abajo del estrangulador no afectan a los componentes que están corriente arriba.

24.Los simuladores numéricos aportan, entre otros parámetros, aproximaciones de las caídas de presión en el sistema, debido a que en su proceso de cálculo se hace uso de correlaciones y modelos empíricos-experimentales de los fenómenos de transporte. Es importante hacer el ajuste de estos modelos con datos medidos en campo, que asignen


factores de ajuste y corrección a los resultados obtenidos mediante cálculo.

25.Se emplea un agente apuntalante, que es colocado dentro de la fractura para prevenir el cierre cuando la presión de inyección es retirada .


12. CARTA DESCRIPTIVA

La carta Descriptiva es un apoyo para el instructor, en ella encontrará

sugerencias sobre los recursos y técnicas didácticas así como apoyos

fundamentales para un adecuado desarrollo del curso y alcanzar los objetivos

planteados.

El instructor deberá optimizar los tiempos sugeridos para abordar cada

subtema, a fin de que en el plan de sesión programe las actividades que

deben ser incluidas en el proceso capacitador durante el inicio, desarrollo y

cierre, tales como: Bienvenida, aplicación de dinámicas, evaluaciones,

ejercicios, tiempos de descanso, comida, etc.

El instructor que imparta el curso ajustará los tiempos programados de

acuerdo con los contenidos y a las características propias del grupo en el que

le corresponda impartir el curso.

En el anexo 1, encontrará el desarrollo de este documento.


EVALUAC PRODUCCION 1

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