Ethan Frome

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INDICE

I.INTRODUCCIN.1

II.PRESIN Y GRADIENTES DE PRESIN Y TEMPERATURA.13III.CONTROL DE LA INYECCIN Y MEDICIN del GAS.14IV.DISEO DE LAG CONTINUO por PETROFAUSTO.17IV. A.DISEO GRFICO CON LA MNIMA INFORMACIN.17IV. A. 1.INFORMACION BASICA.17IV. A. 2.NORMAS GENERALES DEL DISEO.18IV. A. 3.PASOS A SEGUIR EN EL DISEO GRFICO.18IV. A. 4.TABLA DEL DISEO.20VI.DIAGNSTICO.25VI. A.NORMAS PARA EL ANLISIS DEL DISCO DE DOS PRESIONES.25VI. A. 1.FLUJO CONTINUO.25VI. A. 2.FLUJO INTERMITENTE.27VI. B.PROBLEMAS DE COMUNICACIN.28VI. C.POSIBLES FALLAS, RAZONES Y SOLUCIONES.30VI. D.FORMACIN DE HIDRATOS.34VII. INFORMES TECNICOS.37ANEXO I. FIGURAS.

ANEXO II. DISCOS DE DOS PRESIONES.

ANEXO III. GRADIENTES DE PRESIONES FLUYENTES.

I. INTRODUCCIN

Cuando un pozo produce por flujo natural hay suficiente energa almacenada en el yacimiento para que el lquido llegue hasta la estacin de flujo. La presin del yacimiento y el gas de formacin generan esta energa de levantamiento. Cuando la energa es muy baja para que el pozo fluya en forma natural, es necesario la instalacin de un mtodo artificial de levantamiento. El pozo cesa de fluir cuando existe un incremento en el porcentaje del corte de agua o por una declinacin de la presin esttica del yacimiento.

La Figura I-1, muestra dos tipos de lneas, el trazo recto que representa la recta de la oferta de produccin del yacimiento (llamada Comportamiento de Afluencia del Yacimiento o IPR = Inflow Performance Relationship) y las varias curvas de demandas de produccin, que son generadas de acuerdo a las tasas de produccin y del equipo de completacin del pozo. La grfica muestra el efecto que tiene la relacin agua petrleo en la tasa de produccin de un pozo, cuyo mecanismo de empuje es generado por la presin hidrulica del yacimiento. Se aprecia igualmente que a pesar de mantenerse constante la presin del yacimiento a travs del tiempo de produccin, la relacin agua petrleo aumenta, haciendo ms pesada la columna de fluido. Debido a esta mayor contrapresin, su tasa disminuye hasta que deja de producir, justo en el momento en que la columna vertical resulta ms pesada que la presin fluyente del yacimiento.

La Figura I-2, muestra el caso de un pozo que produce de un yacimiento con gas en solucin como mecanismo de empuje. En esta Figura se aprecia el efecto combinado del aumento de la relacin gas lquido y la declinacin de la presin esttica del yacimiento. El efecto neto es la declinacin rpida de produccin a medida que se agota la presin del yacimiento; a pesar de tener el pozo un gradiente fluyente muy liviano, el yacimiento no es capaz de soportar la contrapresin generado por la columna de lquido, por lo que cesa de producir.

El ingeniero de produccin debe predecir cuando un pozo dejar de fluir naturalmente, de manera que pueda implementar inmediatamente el mtodo de levantamiento artificial ms adecuado para restaurar el pozo a produccin. La Tabla I-1, muestra las ventajas que ofrecen cada uno de los cuatro mtodos de produccin artificial ms usados en la industria petrolera. El bombeo mecnico es el ms conocido y aplicado, mientras que el LAG resulta ser el ms econmico para drenar yacimientos de petrleo liviano y que aun mantienen cierta presin esttica. Los otros dos mtodos, electrocentrfugo e hidrulico, slo son aplicados en casos particulares, cuando los dos mtodos anteriores resulten pocos atractivos econmicamente. La Tabla I-2, muestra las desventajas de stos cuatros mtodos de produccin.

El primer bombeo mecnico fue instalado en 1859 y los mtodos de bombeo hidrulico, bombeo elctrico y LAG se implementaron en los aos 30; solo a partir de 1965 se instal en Canad la bomba de cavidad progresiva para drenar yacimientos someros de petrleo pesado con alto contenido de arena, y result ser el nico mtodo de levantamiento artificial que resultaba econmico. La Tabla I-3 muestra las ventajas y desventajas de este mtodo. Es el sistema que ofrece una mayor eficiencia global de levantamiento artificial, del orden de 52 %, y su consumo de electricidad con respecto al bombeo mecnico es aproximadamente del 50 %.

La Tabla I-4 es un breve resumen de la historia de los mtodos de produccin relacionada a las invenciones y aplicaciones de stos cinco sistemas de levantamiento artificial.

A continuacin algunos comentarios generales relacionados al LAG:

Cuando el petrleo es pesado, de 12 a 16 API se puede producir:

Si el nivel esttico est cerca de la superficie y:

1. La presin de LAG es baja, efectuar un diseo intermitente con solo dos o tres vlvulas de asiento de o vlvulas pilotos. Utilizar un regulador de ciclaje en la superficie.

2. La presin de LAG es muy alta de 2000 a 3000 lpc y el yacimiento es profundo, se podr inyectar en forma continua cerca de la empacadura. Ms an, si el gas de LAG es hmedo, el pozo podr producir a una tasa superior a su tasa inicial cuando produca por flujo natural. En pozos profundos y con buenas tasas de lquido, la temperatura del flujo se mantiene alta, conservando baja la viscosidad, lo que favorece el LAG.

Si el nivel esttico es poco profundo, instalar diseo intermitente. Si se instalan vlvulas de asientos pequeos el pozo solo circular gas de LAG.

Si el nivel esttico est por debajo de los 3000, ser muy difcil obtener produccin comercial del pozo.

En muchos diseos de LAG, el ingeniero no considera el caudal de gas que puede pasar a travs de las vlvulas, por lo que conduce generalmente a la instalacin de asientos demasiados grandes. Esto trae como consecuencia que a pesar de inyectar la tasa ptima de gas, la vlvula de operacin cierra en forma alterna y el pozo produce con mucha intermitencia, perdiendo as produccin de petrleo.

Instalacin de la empacadura de fondo:

Para el LAG intermitente es imprescindible su instalacin para ahorrar gas de LAG. Sin empacadura, la RGL de inyeccin aumenta de unos 250 PC/B/1000 a ms de 1000 PC/B/1000.

Para el LAG continuo, una instalacin sin empacadura necesita aproximadamente un 20 % de exceso de gas para eliminar la inestabilidad del flujo de lquido.

Cuando el petrleo es liviano y el yacimiento es de baja presin, el LAG intermitente puede ser aplicado eficientemente para pozos someros. Si el pozo es profundo, mayor de 6000, el diseo deber ser continuo con vlvulas de asientos pequeos, ya que se obtendr mayor produccin inyectando en forma continua por debajo de los 6000 que en forma intermitente.

La Tabla I-5 muestra las ventajas y desventajas de la aplicacin del LAG, en forma intermitente y continuo. Con el fin de determinar la mejor forma de producir un pozo por LAG intermitente o continuo, se muestran algunos parmetros en la Tabla I-6. Sin embargo, cada pozo debe ser analizado de una manera particular y decidirse por un diseo flexible de LAG, con el fin de poder producir el pozo de manera eficiente para diferentes tasas de lquido o a travs de la vida til del pozo.TABLA 1.1

VENTAJAS DE LOS MTODOS DE PRODUCCIN POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

BOMBEO MECNICO

E = ( 52 % )

B.M.BOMBEO ELECTROCENTRI-FUGO

E = ( 35 % )

B.E.BOMBEO HIDRULICO

E = ( 25% ) Jet

B.H.LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS

E = ( 20 % ) Continuo

E = ( 8 % ) Intermitente

LAG

1. Se aplica para todo tipo de crudo. Casi el 80 % de los mtodos de levantamiento artificial en el mundo son por B.M.

2. Maneja grandes volmenes de agua.

3. El diseo del equipo es sencillo.

4. Conocido por el personal tcnico.

5. Aplicable para pozos de bajo nivel de lquido.

6. Recomendable en reas donde no existen facilidades de produccin.1. Maneja grandes volmenes de lquido.

2. Aplicable en pozos someros o profundos, mayores de los 12.000.

3. til para bajas presiones de fondo.

1. Para pozo de petrleo pesado.

2. Para bajas tasas y bajas presiones de fondo.

3. Generalmente no requiere taladro para el reemplazo de la bomba.

4. Para pozos profundos de ms de 14.000.

1. Se aplica para crudos medianos y livianos.

2. Relativo bajo costo de instalacin y mantenimiento.

3. No requiere taladro para cambiar las vlvulas.

4. En el mar, la plataforma puede ser pequea.

5. Aplicable en pozos de alta RGP.

6. Su diseo es flexible, puede operar para diferentes tasas.

7. Muy poco afectado por la produccin de arena.

8. Su eficiencia es poca alterada por la desviacin del pozo.

9. En el LAG continuo no tiene partes movibles, por lo que alarga su vida de servicio.

10.La tubera es libre, por lo que se puede tomar presiones, cambiar zonas y limpiarlo con coilded-tubing.

11.Se puede aplicar en pozos profundos, superior a los 10.000.

12.Aplicable en completaciones mltiples.

13.Fcil de instalar en revestidores pequeos.

E = ( Es la eficiencia global del sistema artificial de levantamiento )

TABLA 1.2

DESVENTAJAS DE LOS MTODOS DE PRODUCCIN POR LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

BOMBEO MECNICO BOMBEO ELECTROCENTRIFUGOBOMBEO HIDRULICOLEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS

1. Problemas operacionales para profundidades mayores de los 7000.

2. Altos costos por instalacin y mantenimiento.

3. Requiere taladro para servicio.

4. Necesita en tierra una base de cemento y en el Lago, una plataforma resistente.

5. La bomba es sensible a la produccin de arena.

6. Poco eficiente en pozos de alta produccin de gas.

7. No es recomendado en pozos desviados.1. No recomendable en pozos de alta RGP.

2. Necesita corriente de 440 voltios continuos y su tensin elctrica debe ser muy estable.

3. Requiere personal calificado.

4. Diseo relativamente complicado.

5. No es recomendable para pozos de baja produccin. Sin embargo, puede ser la solucin para campos de poca produccin de gas.

6. Su vida til es aproximadamente de un ao.1. El personal de campo debe esforzarse al mximo para mantener la bomba en operacin.

2. Presenta alta contaminacin en la localizacin.

3. Los componentes del sistema son sofisticados, no as, para la bomba jet que no tiene partes movibles.

4. Altos costos de instalacin.

5. Requiere un sistema superficial de lquido de alta potencia.

6. No es aplicable en pozos de alta RGP.1. Necesita una fuente de gas y requiere facilidades de compresin.

2. El personal tcnico debe ser calificado.

3. Mayor riesgo debido a la alta presin del gas.

4. No es econmico en pozos distantes.

5. Si el gas de LAG es corrosivo, debe ser tratado.

6. El casing de produccin debe estar en buenas condiciones.

TABLA 1.3

VENTAJAS Y DESVENTAJAS DE LA BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA (B.C.P.)E = ( 63 % ) VENTAJAS DESVENTAJAS

1. Costo inicial es 1/3 del costo de un balancn y su mantenimiento puede ser hasta 4 veces menores.

2. Capacidad para producir petrleo viscoso (8 a 21 API) y con alta concentracin de arena.

3. De los sistemas de levantamiento, es el ms eficiente y opera en forma ptima para tasas de 30 a 250 B/D. Puede manejar una RGL de hasta 1000 PC/B, y como no posee partes reciprocantes, no se traba por gas o Gas-lock.

4. Con respecto al bombeo mecnico; no requiere base de cemento, opera a bajo nivel de ruido, su instalacin superficial es simple en el propio cabezal del pozo, elimina el problema de flotabilidad de las cabillas y reduce la formacin de emulsiones por funcionar su parte interna con menor efecto cortante sobre el lquido.1. El elastmero es la parte ms sensible del equipo y falla generalmente por hinchamiento de su material gomoso.

2. Debido a la falta de informacin y experiencia, siempre es recomendable efectuar pruebas pilotos, antes de implementar una instalacin masiva de las BCP. Esto evitar fallas de diseo y falsas expectativas con respecto al desempeo esperado de las bombas.

3. No aplicada para petrleos aromticos, ya que hinchan y degradan el material del elastmero.

4. Las temperaturas superiores a los 260 F acortan considerablemente la vida de la bomba.

5. La rotacin de las cabillas no facilita la remocin de la parafina. Los raspadores trabajan con movimiento reciprocante y no por rotacin.

6. Alto desgaste del tubing y cabillas en pozos direccionales u horizontales.

7. Para altas rotaciones, es necesario anclar el tubing e instalar centralizadores en las cabillas para evitar las excesivas vibraciones del equipo de fondo.

TABLA 1.4

HISTORIA DE LOS EQUIPOS DE LEVANTAMIENTO ARTIFICIAL

BOMBEO MECNICO BOMBEO ELECTROCEN-TRIFUGOBOMBEO HIDRULICOLEVANTAMIENTO ARTIFICIAL por GAS BOMBA DE CAVIDAD PROGRESIVA

1. En 1859 el Coronel Drake instal a 3 metros de profundidad la primera bomba para producir mezcla de petrleo-agua.

2. En 1860 se inventaron las cabillas de madera y en 1980 las de metal.

3. En 1925, W.C. Trout de Lufkin, Texas introdujo el contrapeso y caja de transmisin.

4. A finales de 1960, S.G. Gibbs elabor la ecuacin de transmisin de ondas en las cabillas, resultando de gran aporte para el diagnstico de fallas de la bomba de fondo.

5. En los 1970 aparece la cabilla de fibras de vidrio con conector de acero. Las ventajas con respecto a las de acero son; ms livianas y menor mdulo de elasticidad.

6. Tambin en los 1970 aparece la cabilla continua, ideal para pozos desviados.1. En 1917, A. Arutunoff instal la primera bomba en Rusia.

2. En 1928, F. Phillips y Arutunoff iniciaron la instalacin de esta bomba en el Campo de Bartlesville, Oklahoma.

3. En la dcada de 1950 se mejoraron los materiales aislantes, cable elctrico, y el hierro-niquel reemplaz al bronce.

4. Durante 1970 se desarrollaron los modelos computarizados. 1. W. F. McMahon instal a principio de 1930 la primera bomba.

2. Desde el ao de 1852 se encuentran referencias tcnicas de la bomba hidrulica tipo Jet.

3. En 1970 se hace ms popular debido al mejoramien-to de sus componentes y a los modelos matemticos computariza-dos

1. 1797. Se levant agua con aire.

2. 1846. Se levant petrleo con aire.

3. 1900-1929. Por LAG se alcanzaron 527.000 B/D en la Costa del Golfo.

4. 1908. J. McEvoy fabric la primera vlvula calibrada por presin.

5. 1925. En California se utiliz el gas reciclado en vez del aire.

6. Se implement y generaliz este mtodo en la dcada de 1930.

7. En 1940, W.R. King invent la vlvula de nitrgeno, permitiendo controlar la inyeccin de gas y variar automticamente la profundidad de inyeccin, de acuerdo a las caractersticas del yacimiento.

8. En 1951, H. Mc Goven y H.H. Moore inventaron el mandril de bolsillo. Se reemplazan las vlvulas con guaya.

9. A partir de 1955, el Dr. H. Winkler ha publicado la mejor calidad y nmero de artculos tcnicos.

10. En 1967, el Dr. Kermit Brown public su primer tratado, titulado Teora y Prcticas del LAG.

11. En 1996, el Dr. Schmidt invent la vlvula Nova de orificio tipo venturi.1. En 1932, fue patentada por Ren Moineau.

2. En 1940 se instal en el subsuelo con cabillas para levantar lquido.

3. En 1965 se instal en Canad para bombear petrleo viscoso con arena.

4. En 1980 su aplicacin era comn en Canad.

5. En 1983, Maravn instal su primera bomba.

6. En 1994 se mejor notablemente los materiales del elastmero.

TABLA 1.5

APLICACIN, VENTAJAS Y DESVENTAJAS DEL LAGAPLICACIN DEL LAG CONTINUOAPLICACIN DEL LAG INTERMITENTEVENTAJAS Y DESVENTAJAS ENTRE AMBOS SISTEMAS DE LAG

1. Altas tasas de produccin.

2. Bajas o altas RGL de yacimiento.

3. Alta produccin de agua.

4. Maneja bien la produccin de arena.

5. Alta presin de fondo.

6. Utiliza tambin el gas de yacimiento.1. Bajas tasas de produccin.

2. Baja RGL de yacimiento.

3. Baja presin de yacimiento.

4. Bajo ndice de productividad.

5. Pozo sin produccin de arena.1. La principal desventajas del LAG continuo radica en la necesidad de tener una presin de yacimiento y de gas de inyeccin altas en el fondo del pozo.

2. El LAG continuo se adapta ms a los yacimientos con empuje hidrulico.

3. El LAG intermitente no utiliza la energa del yacimiento.

4. El pozo de LAG intermitente ubicado cerca de la estacin de flujo necesita un separador de alto caudal.

5. La alta demanda instantnea del gas de inyeccin, puede perjudicar otros pozos de LAG

TABLA 1.6

PARMETROS GENERALES PARA EL LAG CONTINUO E INTERMITENTE

CONDICIONESLAG CONTINUOLAG INTERMITENTE

Tasa de produccin, B/D

100 a 75.000 (flujo anular)Hasta 400, dependiendo del ndice de productividad, profundidad de inyeccin y tamao del eductor.

Gradiente de presin esttica.

Mayor que .30 lpc/pierde (*)Menor de .30 lpc/pie.

Gradiente o presin fluyente.

Mayor de .08 lpc/pie (*)150 lpc o mayor.

Tasa de inyeccin de gas por cada 1000

50 a 250 PC/B250 a 350 PC/B.

Presin de inyeccin de gas por cada 1000

Ms de 100 lpcMenos de 100 lpc.

(*) Valores menores para muy bajas tasas o para flujo anular con alta RGL total.

II. PRESIN Y GRADIENTES DE PRESIN Y TEMPERATURA.

La presin es el resultado de una fuerza aplicada de manera uniforme sobre una superficie. La presin atmosfrica es generada por la masa de la capa de gas que es atrada por la gravedad terrestre y es del orden de 14.7 libras por pulgadas cuadradas. La unidad de presin se abrevia en lpc.

La presin es medida mediante la deformacin que sta causa en el tubo Bourdn, parte principal del manmetro. Este tubo es circular y debido a la diferencia interna de sus reas, tiende a enderezarse a medida que aumenta la presin interna. Los tipos de manmetros como las curvas de gradientes de presiones y temperaturas estticas y fluyentes estn bien explicadas en las Figuras de soporte que se encuentran en el Anexo III.

El gradiente de presin es la relacin que existe entre la variacin de presin contra la variacin de profundidad. El gradiente de presin del agua es de 0,433 lpc/pie o 0,10 Kg/m. El gas en el espacio anular del pozo, por tener masa tambin genera un gradiente de presin, la cual es funcin de su densidad y presin superficial; y tiene un valor que vara entre 0,02 a 0,04 lpc/pie.

III. CONTROL DE LA INYECCIN Y MEDICIN deL GAS

En las figuras del Anexo I, se muestran los equipos principales para efectuar la medicin de gas que son; el carrete de medicin, la placa de orificio y el medidor de gas tipo fuelle. Para efectuar el clculo del caudal de gas que pasa a travs del orificio, se multiplica el factor de la placa por la raz cuadrada de la presin esttica absoluta por la diferencial y luego por una constante k. El valor de la placa de orificio se obtiene de las tablas, mientras que la constante k, de multiplicar valores que estn en funcin de la caracterstica del gas, parmetros base y la forma y dimensiones fsicas del carrete y de la placa de medicin.

Las Figuras 4, 5 y 6 muestran el equipo de medicin, la Figura 7 el disco de caudal de gas, y las Grficas 8 y 9 los nomogramas de gas de inyeccin y de gas total, respectivamente.

Ejemplo:

Determinar la inyeccin de gas, con la siguiente informacin:

Rango del medidor: 100 de agua por 1000 lpc. ; Placa de 5/8 en lnea de 2.

Pluma Azul = 90; Pluma Roja = 50 (Escala normal de 0 a 100).

Gravedad del gas de .65 y Temperatura de 100 F.

El estrangulador ajustable es de 11.5/64 y la presin del anular de 700 lpc. Calcular tambin el pase de gas que pasa a travs del estrangulador ajustable, y comparar las medidas.

Para la inyeccin continua de gas, los estranguladores ajustables mostrados en la Figura 10 son los ms utilizados en la industria petrolera. Las Figuras 11, 12 y 13 estn relacionadas con el estrangulador ajustable y pase de gas, y su aplicacin se aprecia en los siguientes ejercicios:

PROBLEMA N. 1:

Hacer el balance de gas a nivel del pozo.

Datos:

Presin Sistema

= 675 lpc

Presin casing

= 555 lpc

Temperatura Superficial

= 85 F.

Gravedad del Gas

= 0.65

Estrangulador Merla graduado a = 1/3 de vuelta

Vlvula de operacin

= 6000

Asiento

= 3/16

Presin Tubing

= 550 lpc a 6000

Temp. Tubing

= 175 F a 6000

Clculos:

A.- Gas de Inyeccin:

Segn Fig. 11, un tercio de vuelta es equivalente a un 10/64 pulgadasSegn Thornhill-Craver, Fig. 12....................................... .29 MMPC

Correccin por Gravedad y Temperatura

Segn Fig. 13, Cgt = 1.025

Por Correccin: .29/1.025 ............................................. .28 MMPC

B.- Pase de Gas por la Vlvula de LAGSegn Fig. 12; ...................................................................... .34 MMPC

Segn Fig. 13; Cgt = 1.105

Por Correccin: .34/1.105 ........................................... .31 MMPC

Observaciones:

El pase de gas a travs del estrangulador ajustable (10/64) es similar al pase por la vlvula de operacin (12/64), lo que indica que todo el gas de inyeccin est pasando por la vlvula a 6000.

Se observa que para un mismo pase de gas, se requiere mayor asiento de fondo que en superficie, y esto se debe a lo siguiente:

Las molculas se dilatan al calentarse y requieren una mayor rea de flujo. Si se mantiene constante el rea, la velocidad del gas sera mayor, y por consiguiente aumentara la friccin.

Para este caso particular, la diferencial de presin de fondo es menor que en superficie, 80 lpc vs. 120 lpc., y a menor diferencial se necesita mayor rea de flujo.

PROBLEMA N. 2:

Cual ser el tamao del asiento de una vlvula de LAG, si se tiene la siguiente informacin:

P1 = Presin de Casing

= 1500 lpc.

P2 = Presin de tubing

= 1200 lpc

Gravedad del Gas

= 0.85

Temperatura de la Vlvula

= 210 F

Qinyeccin

= 1.20 MMPCD

Se corrige el gas por Temperatura y gravedad, Ctg = 1.30

Gas corregido para ser utilizado en la Fig. ?.

1.20 MMPCD x 1.30 = 1.56 MMPCD

Con P1 y P2, se obtiene un asiento de 15.5/64.

Se recomienda utilizar una vlvula con asiento de (16/64).

IV. DISEO DE LAG CONTINUO por PETROFAUSTO.

(Vlvulas presionadas por Nitrgeno y Operadas por Presin de Casing)

IV. A. DISEO GRFICO CON LA MNIMA INFORMACIN

IV. A. 1. INFORMACIN BSICA.

Presin de Arranque de Gas:740 lpc.

Gravedad del Gas:.70 (aire= 1.00).

Presin del Separador:60 lpc.

Presin Fluyente del Cabezal:160 lpc.

Tasa Mxima Esperada:400 BB/D.

Porcentaje de Agua:65 %.

Relacin Gas Petrleo de Formacin:1150 PC/BP (GOR); RGLF=1150 * .35= 403 PC/BB.

Gravedad del Petrleo:28 API.

Grad. Lquido durante el Arranque:.433 lpc/pie.

Tubera de Produccin:2 7/8.

Empacadura:8100 pie.

IV. A. 2. NORMAS GENERALES DEL DISEO.

Para las vlvulas superiores que son de arranque, se recomienda asientos de 8/64 para tuberas de 2 3/8 y de 2 7/8, y de 12/64 para tuberas de 3 1/2. Esto garantiza una mayor presin de cierre de las vlvulas y menor consumo de gas.

La ecuacin del balance de fuerza para el clculo de la presin de cierre en el pozo, se aplica solo para la primera vlvula. Las dems presiones de cierre se toman de la grfica.

La correccin por temperatura se efecta utilizando la temperatura esttica para bajas tasas y promedia entre la esttica y fluyente para tasas altas. Esto garantiza una mayor presin de operacin y cierre de las vlvulas superiores.

IV. A. 3. PASOS A SEGUIR EN EL DISEO GRFICO

Nota: Las Figuras o grficas utilizadas en el diseo se encuentran en la seccin final del curso.

El orden de algunos pasos puede ser cambiado, as, el paso 13 podra ser el paso 1.

PASOEXPLICACIN

1Es el gradiente de presin mximo de gas, durante el arranque. Segn la Fig.24, la presin adicional para 6000 pies es de 116 lpc, es decir, la Pc es de 856 lpc.

2Gradiente mnimo fluyente en el tubing es de 0.04 lpc/pie, cuando no hay aporte de lquido de formacin

3Gradiente de lquido muerto.

4Paralelo a 3 y saliendo de la presin del separador.

5Paralelo a 1 pero con 50 lpc menos.

6Profundidad de la Vlvula 1. Es el cruce de las lneas 4 y 5.

7Ecuacin del balance de fuerza de la vlvula en el momento de su apertura.

Es la Frmula 2 de la Fig. 17. Para: Pt=120, Pc=720 y Av/Ab=.042

(Suponiendo una vlvula NM-15R de asiento de 8/64, segn Fig. 9), resulta una Pbt de 695 lpc.

8Paralela a 3.

9Paralela a 1 y saliendo del Pbt de la vlvula 1.

10Lnea de Pbt (presin de cierre de las vlvulas) que intercepta la lnea 8 pero con 5 lpc menos de presin a la lnea 9.

NotaEs conveniente que la lnea 10 se separe de la lnea 1 pozo abajo para garantizar el cierre de las vlvulas superiores, a medida que se inyecte gas a mayor profundidad. El valor de separacin de 5 lpc en la vlvula 2 pudiera ser menor o mayor, dependiendo de valor de presin que queremos alcanzar en la vlvula de operacin. Si el pozo es pobre o la Pc de arranque es muy alta, el valor de 5 lpc puede ser mayor.

11Gradiente de Presin Fluyente. La Figura 22 muestra que una Relacin Gas-Lquido Total de 1.370 PC/BB sera aceptable. Como es recomendable aumentar este valor (para obtener una Presin de Fondo Fluyente an menor que la que dara la RGL ptima), podemos estimar un RGLT de 1500 PC/BB.

La Figura 25 representa la presin fluyente estimada, por arriba del punto de inyeccin de gas. Se observa que a 5.000, la presin fluyente es de 690 lpc.

12Profundidad de referencia para el clculo de asiento de las vlvulas ubicada justo arriba de este punto.

13Profundidad de la ltima vlvula, de acuerdo a la ubicacin de las empacaduras.

Nota: La lnea 2 de espaciamiento ya no es vlida para las

vlvulas inferiores.

La nueva lnea de espaciamiento para el mnimo Pt debe estar ubicada en el recuadro ABCD. Esta lnea est basada en;

1. Mnimo gradiente fluyente esperado, si el pozo produce poca agua.

2. El espaciamiento mnimo permitido entre vlvulas y en el nmero mximo deseado de vlvulas de LAG.

Ejemplo: un diseo basado en una lnea que va de D a B necesitar menos vlvulas que el ejemplo actual.

3. Experiencia del Ingeniero de Diseo.

IV. A. 4. TABLA DEL DISEO.

Vlv.NProfund.AsientoAv/AbPbt(T.Estt.(Ct(Pb60F(Ptaller

11.500( 8/640.042( 695113.898624650

22.900 715138.856612640

34.200 730162.820599625

45.150( 12/640.094 745179.796593655

55.950 755193.778587650

66.650 765206.761582645

77.400 770219.745574635

88.000( 730230.732535590

Referencias:

( Para las vlvulas superiores de arranque, utilizar asientos de 8/64 para tubing de 2 3/8 y 2 7/8, y de 3/16 de 3 1/2.

( Segn ecuacin de balance de fuerza: Pt= 120 lpc y Pc= 720 lpc. Los dems Pbt son tomados de la grfica.

( De acuerdo al gradiente geotrmico de la regin. Si es de 1.80F/100 y temperatura superficial 86F, la ecuacin ser Tprofund. = 86 + 0.018*Profund. Tambin se puede leer tomado en la grfica.

( De acuerdo a la Figura 19 o de la siguiente ecuacin:

Ct= 1/(1 + 0.0215(T(F) - 60)

( Segn la ecuacin:

Pb60F= Pbt * Ct.

( Segn la ecuacin:

Ptaller= Pb60F /(1 - Av/Ab)

( Qiny=Tasa(RGLptimo -GRLformacin)

=400 BB/D(1500 - 400)PC/BB=0.44MMPC/D.

Factor de Correccin = 0.0544(G.T. = 0.0544(0.70*(460+179) = 1.151 Q corregido = 0.44 * 1.151 = 0.51 MMPC/D.

Con P1 = Pbt + 20 = 745 + 20 = 765, como se recomienda un (P mnimo de 100 lpc a travs de la vlvula, P2 ser de 665 lpc.

Aplicando el Nomograma de Thornhill-Craver, resulta un asiento de 13/64. Vlvula de 12/64 ser la ms adecuada.( Pbt = Pbt de grfica - 50 lpc = 780 - 50 = 730 lpc. Esta reduccin de presin resulta til para futuros diagnsticos, si el pozo es seco o de muy baja produccin.La pgina siguiente muestra el diseo grfico.

.

V. DIAGNSTICO

Para efectuar un anlisis del comportamiento de un pozo de LAG, determinando su vlvula de operacin y si la inyeccin de gas es la ptima, es necesario cumplir con las siguientes condiciones esenciales:

Recolectar toda la informacin de archivos, como diseo actual de vlvulas, guaya fina, pruebas de produccin y datos de yacimiento.

Obtener apoyo del personal de campo y efectuar las mediciones del equipo superficial del pozo con aparatos bien calibrados.

Disponer de un software adecuado para realizar simulaciones.

El ingeniero de produccin debe conocer los equipos de control y medicin superficial del pozo, as como el equipo de fondo. Debe tener experiencia en el diagnstico de fallas de vlvulas de LAG.

A continuacin se discuten los siguientes tpicos:

V. A. NORMAS PARA EL ANLISIS DEL DISCO DE DOS PRESIONES.

La informacin que aporta el disco de dos presiones, adems de resultar muy econmico, es de gran utilidad para diagnosticar el comportamiento de un pozo de LAG.

V. A. 1. FLUJO CONTINUO.

1. En condiciones normales, el disco muestra la presin del eductor y revestidor relativamente constante.

2. Si la presin del eductor disminuye y aumenta la del revestidor, lo ms probable es que se ha daado la vlvula de operacin, y se est inyectando por la vlvula inmediatamente superior. En este caso se pierde produccin.

3. Si la pluma del eductor muestra cabeceo, puede ser debido a: A) el asiento de la vlvula es muy grande, B) falta inyectar ms gas o C) el pozo ha disminuido su caudal.

4. Si la pluma del revestidor muestra ondulaciones, significa que la vlvula abre y cierra en forma alterna. El pase de gas a travs del estrangulador ajustable en superficie es menor que el pase por la vlvula de operacin.

5. Una alta presin del eductor indica contra presin en la lnea de flujo debido: A) lnea muy larga o de dimetro pequeo para la tasa del pozo, B) lnea obstruida debido a deposicin de parafina o silicato, vlvula de la lnea semi-cerrada o codos obstruidos por arena, estrangulador del brazo no removido y C) excesiva inyeccin de gas.

6. La baja presin del revestidor puede indicar:

A.- Vlvula fuera de su bolsillo.

B.- Comunicacin a travs del colgador del rbol de navidad. Se observa enfriamiento en la brida del rbol.

C.- Prdida de presin de nitrgeno en la cmara de la vlvula.

D.- Hueco en el eductor.

E.- Empacadura de fondo desasentada.

F.- Hueco en el revestidor. Parte del gas de inyeccin no llega a la estacin de flujo.

7. La baja presin del eductor puede indicar;

A.- Cada de presin del sistema de LAG.

B.- Cada de la inyeccin de gas al revestidor debido a taponamiento del estrangulador ajustable por congelamiento.

C.- Declinacin de la produccin.

D.- Lnea de flujo rota.

E.- Drstica cada de produccin debido a cambio de zona o taponamiento del eductor por arena.

V. A. 2. FLUJO INTERMITENTE

La parte ms importante de la grfica es la forma del pico de la pluma roja, la cual indica la presin del eductor. Se observa si el pico es corto, largo o ancho. El disco de dos presiones adems de resultar muy til para el diagnstico, resulta indispensable para optimar la inyeccin de gas, es decir, graduar el tiempo de inyeccin y los ciclos diarios.

El disco puede por lo general, interpretarse de la siguiente manera;

Presin de eductorPresin de revestidor

1. Un pico alto y delgado indica una buena operacin de vlvula, con gran tapn de lquido y poco gas de cola.

2. Un pico corto indica poco aporte de lquido. Si el pico es muy corto y ancho, puede indicar baja produccin de petrleo emulsionado. Si en vez de un pico se observa solo un mnimo aumento sostenido de presin, se estara circulando solo gas de LAG.

3. El pico alto y ancho puede indicar:

A.- Restricciones en la lnea de flujo. (reductor instalado, parafina, escala, codos taponados, etc. )

B.- Podra indicar tambin, alta produccin de lquido con mucho gas de cola.

C.- Tambin se puede observar un pico ancho cuando la vlvula de LAG es operada por la carga del lquido, y la vlvula se mantiene abierta debido a restricciones en la lnea de flujo.1. Una rpida cada de presin indica buena operacin de la vlvula de fondo, o sea, la transferencia de gas del revestidor al eductor es alta.

2. Un suave decrecimiento de presin cada vez que abre la vlvula de LAG puede ser debido a;

A.- Deficiente accin de la vlvula debido a taponamiento parcial del asiento.

B.- Vlvula de asiento muy pequeo.

C.- Baja presin diferencial a nivel de la vlvula de operacin.

D.- Revestidor muy grande, comparado con el dimetro del eductor. (2 3/8 en 9 5/8)

3. Durante la apertura del controlador superficial de inyeccin de gas, la presin del revestidor debe aumentar rpidamente, si no es as, se debe:

A.- Lnea de gas de LAG pequea.

B.- Presin diferencial baja entre la lnea de LAG y el revestidor del pozo.

4. Con el controlador cerrado:

A.- Si la presin del revestidor aumenta, filtra el controlador.

B.- Si la presin del revestidor disminuye, hay filtracin en el equipo de subsuelo.

V. B. PROBLEMAS DE COMUNICACIN.

COMUNICACIN ENTRE REVESTIDOR DE SUPERFICIE Y DE PRODUCCIN.

Esta comunicacin se presenta cuando las presiones entre ambos revestidores resultan iguales y mayor que cero. Se recomienda purgar la presin del revestidor superficial y observar con manmetro su restauracin. Si la presin es mayor que la presin del sistema de LAG, la filtracin proviene de algn yacimiento de fondo y el revestidor de produccin no filtra.

COMUNICACIN ENTRE REVESTIDOR DE PRODUCCIN Y EL EDUCTOR.

Durante la operacin normal de la inyeccin de gas, se observa que la presin del revestidor es inferior a las presiones de cierre de las vlvulas. Para verificar que tipo de comunicacin tiene el pozo, se cierra el brazo y se inyecta por el revestidor toda la presin del LAG hasta que el revestidor y el eductor alcancen la misma presin del sistema de LAG. Luego se descarga la presin del revestidor, pudiendo observar dos situaciones que son;

1. La presin del eductor baja rpidamente, junto con la del revestidor. Esto significa que existe tambin comunicacin del eductor al revestidor, debido a: A) vlvula fuera de su bolsillo, B) hueco o cuello del eductor filtrando y C) camisa de circulacin abierta o empacadura desasentada.

2. La presin del eductor se mantiene alta o puede bajar unas 20 lpc debido al enfriamiento del anular al purgar el gas. Como no existe comunicacin del eductor al revestidor, y la comunicacin sola es del revestidor al eductor, esto indica que una vlvula perdi la presin de nitrgeno y que su vlvula de retencin opera bien, evitando que el gas pase del eductor al revestidor.

COMUNICACIN ENTRE REVESTIDOR DE PRODUCCIN Y LA FORMACIN.

En este caso existe un hueco en el revestidor de produccin. Se puede detectar de las siguientes maneras:

1. Con el pozo en LAG, se cierra el brazo del pozo y se observa si hay consumo de gas.

2. Cerrar el eductor y el revestidor, y observar si la presin del revestidor decae por debajo de las presiones de cierre de las vlvulas de LAG.

3. Comparar el gas total en la estacin de flujo con respecto al gas inyectado ms el estimado del yacimiento.

V. C. POSIBLES FALLAS, RAZONES Y SOLUCIONES.

Nota: La instalacin del disco de dos presiones es necesaria antes de iniciar el

arranque del pozo por LAG.

1. Pozo que no recibe gas y que no produce lquido despus del arranque inicial.

Razones:1. Primera vlvula taponada y el gas no puede alcanzar la vlvula 2.

2. Vlvulas mal diseadas. Presin de calibracin demasiada alta, vlvula 1 muy profunda o no corregida por temperatura.

3. Paro de la planta compresora que causa baja presin del sistema LAG.

4. Problemas de obstruccin en el equipo superficial del pozo. Estrangulador ajustable taponado, vlvula del brazo cerrada, etc.

Accin:1. Cambiar manmetros y determinar exactamente la presin disponible en el sistema de LAG y en el revestidor del pozo.

2. Aumentar de ser posible la presin del LAG, cerrando pozos vecinos y aumentando las revoluciones del compresor o la presin de succin.

3. Probar si la formacin es capaz de recibir lquido, cerrando el brazo del pozo y presionando el eductor con el gas de LAG, intentando bajar el nivel de lquido. Luego abrir rpidamente el pozo a la estacin de flujo. Repetir esta operacin varias veces para tratar que el gas alcance la segunda vlvula.

4. Revisar el diseo de LAG.

5. Tomar registro acstico en el revestidor y eductor.

6. Presionar y descargar varias veces el revestidor para abrir y cerrar la vlvula, y tratar que dicha accin, en el caso que el asiento est atascado, pueda romper la obstruccin.

7. Circular petrleo liviano del revestidor al eductor para limpiar el asiento de la primera vlvula y a la vez reducir el gradiente de presin de lquido en el revestidor.

2. Pozo que circula gas de LAG.

Razones:1. Hay una vlvula superficial desasentada o un mandril sin vlvula.

2. El pozo no tiene lquido y se circula con presin de revestidor suficiente para abrir la ltima vlvula de LAG.

3. El pozo no tiene lquido y se circula gas a baja presin a travs del orificio de fondo, camisa de circulacin abierta o por la empacadura desasentada.

4. Una de las vlvulas superiores filtra o ha perdido su presin de calibracin, lo que reduce la presin del revestidor e impidiendo la apertura de las dems vlvulas. No es posible realizar la transferencia de gas pozo abajo.

5. Los sellos superficiales del colgador filtran. Esta situacin se detecta fcilmente con el disco de dos presiones durante el arranque inicial del pozo.

Accin:1. Si hay baja presin del revestidor, determinar si existe tambin la comunicacin de eductor a revestidor. Si no la hay, entonces el problema podra de ser de vlvulas de LAG.

2. Si es una vlvula que filtra, presionar y descargar varias veces en forma alterna el revestidor, para tratar de limpiar el asiento. Repetir la operacin cerrando y abriendo el eductor. Si no resulta exitoso, reemplazar la vlvula mediante trabajo con guaya fina.

3. Efectuar un registro acstico por el revestidor y eductor. Este indicar el nivel de lquido en el revestidor y los mandriles libres de lquido.

4. Verificar con guaya fina si el eductor tiene lquido, est arenado o todas las mangas de circulacin estn cerradas.

5. Correr registro fluyente de presin y temperatura y determinar el punto de circulacin de gas.

3. Pozo capaz de recibir gas con el tubing cerrado.

Razones:1. Existe hueco en el revestidor, generalmente no muy profundo que permite el pase de gas hacia una formacin permeable como un acufero somero.

2. Podra haber una zona de baja presin esttica completada conjuntamente con los dems intervalos productores.

Accin:1. Hacer registro acstico en el revestidor. El nivel de lquido podra indicar la profundidad del hueco.

2. Si la comunicacin es muy grave, estudiar la posibilidad de producir el pozo con coiled-tubing (tubera fina dentro del eductor para la inyeccin de gas) o reparar el revestidor con taladro.

4. Pozos que reciben gas y no producen satisfactoriamente.

Razones:1. Cambio en el caudal de inyeccin de gas.

2. Aumento de presin en la lnea de flujo.

3. Diseo de LAG inadecuado o no flexible para diferentes parmetros del yacimiento, como aumento del corte de agua, petrleo emulsionado y reduccin del ndice de productividad.

4. Eductor arenado.

5. Vlvula operadora daada en posicin cerrada, lo que obliga a que la inyeccin se efecte a travs de la vlvula inmediatamente superior.

6. Mal funcionamiento de los aparatos de control y de medicin del equipo superficial del pozo.

Accin:1. Verificar la calibracin de los aparatos de medicin y del equipo de control, como son las vlvulas superficiales y el estrangulador ajustable. Purgar de agua del medidor de gas para que la diferencial indique la lectura correcta. Con toda la informacin recolectada, hacer el diagnstico de fallas.

2. Determinar si hubo cambio en los parmetros actuales como: A) aumento del corte de agua, B) cambio de la zona productora, C) presiones del eductor y revestidor y D) apertura del estrangulador ajustable.

3. Si el porcentaje de agua ha aumentado, habr menor produccin de gas de yacimiento por lo que se necesitar incrementar el gas de inyeccin.

4. Si el diagnstico de fallas resulta incongruente, y el pozo es buen productor, se recomienda correr un registro de presin y temperatura fluyente.

5. Reemplaza la vlvula daada o redisear todas las vlvulas de acuerdo a las nuevas condiciones del pozo.

V. D. FORMACIN DE HIDRATOS.

Cuando un gas sufre una rpida disminucin de presin sin existir transferencia de temperatura o realizacin de trabajo (Expansin con Entalpa Constante), ocurre una reduccin de temperatura, llamado el efecto Joule - Thomson.

Este enfriamiento del gas corriente abajo puede originar la formacin de hidratos. Los hidratos son fsicamente similares a la nieve y estn formados por la combinacin de una molcula de hidrocarburo con varias de agua. La consistencia y temperatura a que se forman estos hidratos depender de la presin y de la composicin del gas. De formarse gran cantidad de hidratos, stos podran taponar completamente la lnea de alta presin de gas y cesar la inyeccin, como sucede frecuentemente en la salida de los estranguladores ajustables ubicados en los mltiples de distribucin de gas.

La Figura 24 muestra la cada de temperatura esperada en funcin de la cada de presin.

La Figura 25 muestra la posible temperatura en la cual se puede formar hidratos, en funcin de la gravedad del gas y de la presin absoluta. Se observa que un gas de 0.70 de gravedad especfica y a 1000 lpc podra formar hidratos a 65 F. Si la presin es mayor o la temperatura del gas es menor, habr mayor posibilidad de formacin de hidratos. Los valores de esta Figura son aproximados, ya que dos gases pueden tener la misma densidad con composicin diferente.

Se observa que estos hidratos se forman a temperaturas superiores a la temperatura de congelacin del agua que es de 32 F.

PROBLEMA:

Datos:

Gravedad del gas = 0.70, mas agua (10 lbs/MMPC)

Presin de llegada al Mltiple de Distribucin del Gas = 2000 lpcm

Temperatura de llegada al Mltiple de Distribucin del Gas = 105 F

Presin del Mltiple de Distribucin del Gas debido a la vlvula reguladora de presin = 1400 lpcm

Presin Anular del Pozo A = 1200 lpcm

Presin Anular del Pozo B = 600 lpcm

Se desea determinar si existe la posibilidad de taponamiento en los estranguladores ajustables debido a la formacin o no de hidratos.

Clculos:

a.- Determinacin de la temperatura del gas dentro del mltiple de distribucin de gas.

Segn Fig. 24 Con cada de presin de 600 lpc y presin de entrada al mltiple de 2000 lpc, se obtiene una cada de temperatura de 25 F

Segn Fig. 25 No hay formacin de hidratos dentro del mltiple.

b.- Pozo A.Presin = 1400 lpcm, Cada de Presin = 200 lpc y segn Fig. 24, Cada de Temperatura = 9 F

Segn Fig. 25, Temperatura de Hidratos = 66.5 para 1200 lpcm.

Como la temperatura real del gas es superior a la de formacin de hidratos, no existir taponamiento y la inyeccin del gas ser continua.

c.- Pozo BPresin = 1400 lpcm, Cada de presin = 800 lpc y Segn Fig. 24, Cada de Temperatura = 38 F

Temp. Gas despus del estrangulador = 80 - 38 = 42 F

Segn Fig. 25, Temperatura de hidratos = 57 F para 600 lpcm.

Debido a que el gas es hmedo, se formarn hidratos, que al acumularse obstruyen la lnea de gas impidiendo que el pozo reciba dicho gas y por lo tanto el pozo podra dejar de fluir.

Si el pozo deja de producir debido al taponamiento de hidratos, se recomendara lo siguiente:

1. Redisear las vlvulas de LAG a mayor presin de calibracin para disminuir la cada de presin a travs del estrangulador ajustable.

2. Instalar un segundo estrangulador justo en la entrada del anular del pozo para aprovechar el calor del lquido de formacin. La cada de presin de gas se realizara en dos parte, disminuyendo as el enfriamiento en el estrangulador del mltiple de distribucin del gas.

3. Instalar un depurador de lquido en la entrada del mltiple de distribucin del gas.

4. Reducir la presin de entrada del mltiple de distribucin.

5. Calentar la lnea para derretir los hidratos.

6. Si el taponamiento no perjudica la tasa del pozo, no efectuar accin alguna. En este caso, el taponamiento es cclico, ya que una vez taponada la lnea, sta recibe el calor ambiental que derrite el hidrato, permitiendo que el pozo vuelva a recibir gas de inyeccin.

Observaciones: Las lneas que resultan ms fras porque muestran mucha condensacin de agua o escarcha de hielo en su parte externa no son las que se taponan con hidratos, ya que reciben pase de gas que las mantienen fras. Las lneas que se bloquean completamente resultan menos fras en su parte exterior, y stas se taponan generalmente debido a que reciben mayor produccin de agua o su estrangulador est graduado en una apertura demasiado pequea.

VI. INFORMES TCNICOS.

La presentacin de un pequeo informe relacionado al comportamiento anormal de un pozo en prueba es tarea tpica de un operario de produccin. Reviste una responsabilidad que consiste en hacer la exposicin conveniente de manera que satisfaga los niveles de supervisin o a los que requieran la informacin.

Un informe tiene que lograr el objetivo comn de: transmitir de manera clara una serie de datos, informaciones y recomendaciones prcticas bien definidas, tales como:

1. Variacin inexplicable de tasa de produccin.

2. Cambio brusco del corte de agua.

3. Estrangulador erosionado o taponado en pozos de flujo natural.

4. Formacin inesperada de espuma y emulsin en el separador o tanque.

5. Operacin lenta o defectuosa de una vlvula automtica.

6. Variacin fuera de lo comn de cualquier parmetro adicional de la estacin, como: presin de succin a los compresores, presin del sistema de levantamiento artificial por gas, nivel de la laguna de agua salada, temperatura de los motores, golpeteo de las bombas de transferencia, filtraciones y derrames, etc.

El personal tcnico que requiere el reporte desea realmente estar informado de manera objetiva, lo que no siempre ocurre. El informe debe hacerse de una manera clara y sin rodeos. No debe utilizarse en un reporte:

Oraciones largas.

Palabras poco comunes.

Mala caligrafa por la rapidez con que hace el reporte.

La habilidad para escribir buenos informes, es una gran ventaja para el operario. Los informes claros transmiten las ideas y son entendidos con facilidad. A travs de esta comprensin es ms probable que consiga que se tomen medidas.

Para que un operario mejore su habilidad para redactar los informes debe seguir las siguientes indicaciones:

1. Tener las ideas claras en su mente, antes de escribir.

2. Un pensamiento oscuro hace que el operario amontone explicaciones, en vez de ir directo al asunto.

3. Sea breve, el tiempo vale dinero.

4. En una comunicacin abarque slo el asunto principal. Si tiene ms de un tema que tratar, debe escribir dos reportes.

5. Use palabras sencillas, cortas de las que se utilizan a diario.

6. Use palabras especficas en lugar de generales.

7. Procure escribir de la mejor forma, parecido a su habla, cuando quiere que lo entienda de una forma clara.

8. Puede utilizarse abreviaturas siempre y cuando sean bien conocidas.

9. Compruebe todas las cifras para cerciorarse que estn bien. Siempre que sea posible forme tablas.

10. Asegrese de escribir fecha a cada informe.

11. El informe de un operario de estacin de flujo debe contener la informacin especfica y sta debe ser llenada segn el formato adecuado que utiliza cada compaa en particular

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