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MANUAL DE CAMPO PARA OPERADORES

Noviembre 2008

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

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INDICE

1

INTRODUCCIÓN .......................................................................................4

2

SEGURIDAD..............................................................................................6 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6

3

CLASIFICACIÓN DE ZONAS................................................................................................ 6 ESTÁNDARES DE SEGURIDAD PARA UBICAR EQUIPOS ......................................................... 7 SERVICIO DE H2S ......................................................................................................... 10 RADIACIÓN POR CALOR ................................................................................................. 11 RUIDO........................................................................................................................... 12 SEGURIDAD ELÉCTRICA ................................................................................................. 13

PRUEBA DE POZOS...............................................................................14

4

OPERACIÓN DE EQUIPOS DE PRUEBA DE POZOS.........................113 4.1 CHOKE M ANIFOLD ....................................................................................................... 113 4.1.1 General............................................................................................................. 113 4.1.2 Prueba de Funcionamiento en Locación.......................................................... 113 4.1.3 Fluir el Pozo a través del Choke Ajustable ...................................................... 113 4.1.4 Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo).......................................... 114 4.1.5 Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo).......................................... 115 4.2 STEAM EXCHANGER .................................................................................................... 116 4.2.1 General............................................................................................................. 116 4.2.2 Prueba de Funcionamiento en locación........................................................... 116 4.2.3 Fluyendo a través de Coil................................................................................. 116 4.2.4 Procedimiento para Cambio de Choke ............................................................ 117 4.3 SEPARATOR ................................................................................................................ 118 4.3.1 By-pasear el Separador ................................................................................... 118 4.3.2 Fluir el pozo a través del Separador ................................................................ 118 4.3.3 By pasear el Separador Fluyendo.................................................................... 120 4.4 QUEMADORES Y EXTENSORES DE QUEMADORES (BURNER AND BOOM) ........................ 122 4.4.1 General............................................................................................................. 122

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3.1 ESTÁNDARES GENERALES .............................................................................................. 15 3.2 BARRERAS DE SEGURIDAD DE LOS EQUIPOS ................................................................... 16 3.3 EQUIPOS DE SUPERFICIE ............................................................................................... 16 3.3.1 Cierre de Respuesta de Emergencia (ESD) ...................................................... 16 3.3.2 Válvula de Seguridad de Superficie ................................................................... 23 3.3.3 Cabezal de Flujo................................................................................................. 24 3.3.4 Múltiple de Instrumentación (Data Header) ....................................................... 26 3.3.5 Equipos de Control de Arena ............................................................................. 27 3.3.6 Distribuidor de Estrangulamiento (Choke Manifiold).......................................... 33 3.3.7 Intercambiador de Calor ..................................................................................... 35 3.3.8 Separador........................................................................................................... 41 3.3.9 Distribuidores de Petróleo y Gas (Gas/Oil Manifold) ......................................... 61 3.3.10 Tanques (Gauge Tank/Surge Tank) .................................................................. 64 3.3.11 Bombas de Transferencia/Bombas Texsteam ................................................... 73 3.3.12 Quemadores y Barras de Extensión .................................................................. 84 3.3.13 Válvulas .............................................................................................................. 92 3.3.14 Cálculos de Petróleo y Gas................................................................................ 96 3.3.15 Tuberías ........................................................................................................... 105 3.3.16 Fittings .............................................................................................................. 110

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4.4.2 Procedimiento Operacional de los Quemadores ............................................. 122 4.4.3 Cambio de Quemador ...................................................................................... 123 4.4.4 Apagado del Quemador ................................................................................... 123 4.4.5 Procedimiento para armar y desarmar el Boom. ............................................. 124 4.4.6 Procedimiento para Instalar el Boom (Boom Hanging Procedure) .................. 125 4.4.7 Procedimiento para desconectar el Boom ....................................................... 125 4.5 PROCEDIMIENTO PARA ARMAR LAS LÍNEAS DE TUBERÍA. ............................................... 127 4.5.1 Conexiones Weco/Grayloc............................................................................... 127 4.6 PRUEBA DE PRESIÓN .................................................................................................. 128 4.6.1 Prueba de Presión a los Equipos de Superficie............................................... 128 4.7 SISTEMA DE CIERRE DE EMERGENCIA, ESD (EMERGENCY SHUT DOWN)....................... 132 4.7.1 General............................................................................................................. 132 4.7.2 Procedimiento................................................................................................... 132 4.7.3 Prueba de Funcionamiento .............................................................................. 133 4.8 SURGE TANKS ............................................................................................................ 133 4.8.1 General............................................................................................................. 133 4.8.2 Prueba de Funcionamiento .............................................................................. 134 4.8.3 Procedimiento Operacional .............................................................................. 134

5

DESEMPEÑO Y CONDICIONES DEL POZO .......................................136

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APENDICE.............................................................................................148

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5.1 PROCEDIMIENTO DE FLUJO .......................................................................................... 136 5.1.1 Monitoreo de Data ............................................................................................ 136 5.1.2 Cierre Inicial del Pozo (opcional)...................................................................... 137 5.1.3 Periodo de Limpieza......................................................................................... 138 5.1.4 Periodo de Cierre Inicial ................................................................................... 140 5.1.5 Cierre de Pozo en Fondo ................................................................................. 142 5.1.6 Cierre de Pozo en Superficie ........................................................................... 142 5.2 CONDICIONES PROBLEMÁTICAS DE FLUJO ................................................................... 143 5.2.1 Problemas Comunes en Surface Well Testing ................................................ 143 5.2.2 Prevención de Espuma .................................................................................... 144 5.2.3 Ruptura de Emulsión ........................................................................................ 144 5.2.4 Inhibición de Hidratos ....................................................................................... 145 5.2.5 Control de Arena .............................................................................................. 146

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INTRODUCCIÓN

La intención de este Manual de Well Testing es describir el diseño de pruebas de pozos, las consideraciones de seguridad y las características y selección de los equipos de superficie para la realización de pruebas de pozos. Cuando se realizan pruebas de pozos, hay que tener en consideración los siguientes aspectos: • • • •

Requerimientos de las condiciones dinámicas Tipo y disposición del equipo de superficie para pruebas Equipo necesario para tomar muestras en superficie Requisitos de seguridad

Las pruebas de yacimiento sólo se pueden realizar bajo condiciones dinámicas, lo que significa que hay que perturbar al yacimiento. Esa perturbación se propagará dentro del yacimiento e inducirá cambios en su presión. El cambio de presión se registra en el pozo y las tasas de flujo medidas también en el pozo, se interpretan en conjunto para obtener información sobre los parámetros y la geometría del pozo y del yacimiento.

• •

Si el pozo ha permanecido cerrado durante un tiempo prolongado, la mejor manera de crear una perturbación de la presión es haciendo fluir el yacimiento. Si el pozo ha estado fluyendo durante largo tiempo, se cierra para crear la perturbación de la presión; esto da lugar a la prueba de restauración de presión. También se puede crear una perturbación de presión en un pozo que fluye, ya sea aumentando o disminuyendo la tasa de flujo.

Equipos de superficie para pruebas de pozos El término que se da en la ingeniería de yacimientos para el lapso durante el cual el pozo experimenta cambios de presión es “periodo de presión transitoria.” Los fluidos producidos durante el periodo de presión transitoria, tienen que manejarse en superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para producción permanente usualmente no han sido todavía construidas. Estos equipos han de poder realizar una amplia gama de funciones de manera segura y confiable: • • • •

Controlar en superficie rápidamente la presión y las tasas de flujo y permitir el cierre del pozo (se aplica tanto a la realización de pruebas de pozos exploratorios como de desarrollo, como es el caso de la limpieza) Separar el efluente resultante en tres fluidos distintos (petróleo, gas y agua), medir con precisión los fluidos y recoger y separar los sólidos según sea el caso. Tomar muestras en superficie. Desechar los fluidos resultantes respetando el medio ambiente

Equipo estándar El equipo estándar de superficie para pruebas consta de: •

Cabezal de flujo

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La forma de crear una perturbación de la presión depende de si el yacimiento está produciendo o está inactivo:

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Válvula de seguridad Filtros de arena Distribuidor o múltiple de estrangulamiento (Choke Manifold) Sistema de cierre de emergencia (ESD, por sus siglas en inglés) Intercambiador de calor Separador Tanque de medición o tanque de surgencia (Gauge Tank, Surge Tank) Bomba de transferencia Distribuidores o múltiples de petróleo y gas Quemadores y extensores.

Disposición del equipo Los equipos de superficie y su ubicación para realizar pruebas de pozos varían considerablemente dependiendo del ambiente, las condiciones del pozo y los objetivos de la prueba. Los aspectos que se deben tomar en cuenta para determinar la ubicación del equipo son los siguientes: •

Localización Operación en tierra o en el mar. Condiciones del pozo Tasa de flujo y presión Propiedades del efluente (propiedades del petróleo y posible formación de hidratos) Producción de arena Presencia de fluidos corrosivos (H2S, CO2, ácido).

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SEGURIDAD

La seguridad es uno de los factores más importantes en el diseño y la ejecución de pruebas de pozos. Las reglas generales de seguridad de Schlumberger con relación al tipo y a la disposición de los equipos de superficie para pruebas son las siguientes: •

La ubicación y el espaciamiento del equipo tienen que estar en concordancia con la clasificación de zonas. Todos los componentes del equipo de superficie para pruebas tienen que tener conexión a tierra. La conexión eléctrica requerida para ciertos equipos de superficie, tales como las bombas de transferencia o cabinas de laboratorio, tiene que ser segura y aprobada conforme a los estándares de la industria. La tubería que se usa para pozos de alta presión tiene que estar anclada. La tubería tiene que estar identificada con códigos de color para determinar la presión de trabajo de cada tubo. También es útil rotular los tubos para identificar los fluidos que pasan a través de ellos. Debe tomarse en cuenta la dirección predominante del viento para situar apropiadamente los equipos que desfogan o queman gas.

• • • • •

2.1

Clasificación de Zonas

Una localización de pozo se clasifica en zonas o áreas en base a la probabilidad de que haya presencia de gases o vapores inflamables alrededor de alguna parte específica del equipo utilizado. Para propósitos de seguridad, tanto el Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) como la Asociación Francesa de Exploradores y Productores de Petróleo y Gas, han definido estas zonas. La siguiente clasificación de zonas se enumera en orden de riesgo, de mayor a menor. Los procedimientos de seguridad de Schlumberger recomiendan no sobreponer diferentes zonas para una disposición de pruebas de pozos. Las restricciones de la zona no dictaminan la colocación de todos los equipos de prueba en la localización del pozo. Por ejemplo, el sistema ESD y los distribuidores o múltiples de petróleo y gas, aunque suelen colocarse en la Zona 2, no implican que estén restringidos a esa zona específica. Sin embargo, la ubicación de otros equipos de pruebas de pozos define ciertas zonas. Zona 0 La Zona 0 se define como un área o espacio cerrado en el cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) está continuamente presente en una concentración que está dentro de los límites inflamables de la misma. De esta manera, el hoyo y el pozo por debajo de la cabeza de control se clasifican como Zona 0. Zona 1 La Zona 1 se define como un área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) se procesa, manipula o almacena, y donde, en el curso de las operaciones normales, es probable que se presente una acumulación de la sustancia en cantidad suficiente como para hacer explosión o entrar en combustión, representando por consiguiente, un alto riesgo.

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En esta sección se describe por qué razón se estableció la clasificación de zonas, se definen las mismas y se identifican los equipos de superficie para pruebas asociados con cada una de ellas.

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El sitio donde se encuentra el tanque de medición se clasifica como Zona 1 ya que es normal la presencia de gases inflamables en la inmediata vecindad del desfogue del tanque. La mayoría de las bombas de transferencia operadas eléctricamente está diseñada para funcionar en Zona 2; no obstante, su uso en la Zona 2 puede estar sujeto a restricciones geográficas o a la aprobación del cliente. En el distribuidor o múltiple de estrangulamiento, se toman muestras del efluente del pozo, usualmente al comienzo de una prueba. Dado que la toma de muestras causa algo de liberación de gas hacia la atmósfera, el distribuidor o múltiple de estrangulamiento se clasifica como Zona 1. Ya que la cabeza de control se usa como medio para introducir herramientas dentro del pozo durante las pruebas, el área que circunda la cabeza se clasifica como Zona 1. En periodos en los cuales no se están introduciendo herramientas, el área que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2.

• •

•

Zona 2 La Zona 2 se define como un área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) se procesa y almacena en condiciones controladas, pero la producción de una concentración explosiva o inflamable en cantidad suficiente como para suponer un riesgo puede presentarse durante condiciones anormales.

• • •

El separador se designa como Zona 2 porque libera gases o vapores inflamables sólo en condiciones anormales, tales como en el caso de una fuga. Las bombas de transferencia operadas con motores Diesel se clasifican como Zona 2 siempre y cuando estén equipadas con dispositivos automáticos de cierre, protectores contra chispas, arranques de inercia o arranques eléctricos especiales. El calentador de fuego indirecto se clasifica como Zona 2 porque usa una llama libre para calentar el efluente del pozo. El intercambiador de vapor también es Zona 2 porque sus superficies pueden alcanzar temperaturas elevadas. El sistema de tuberías se define como Zona 2.

Zona Limpia Una zona limpia es un área dentro de la cual no se procesan, manipulan ni almacenan sustancias inflamables o explosivas. Las zonas limpias también se denominan zonas de cero riesgo o áreas seguras. Un ejemplo de zona limpia son los alojamientos en el equipo de perforación marinos.

2.2

Estándares de seguridad para ubicar equipos

Los estándares de seguridad en tierra y en el mar ilustrados en las Fig. 1 y 2, respectivamente, pueden resumirse como sigue: •

El área que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2 con un radio de 15 m [45 pies] para operaciones en tierra y de 10 m [30 pies] para operaciones marinas.

•

Cuando un tanque del separador se sobrepresuriza, las válvulas de seguridad se activan liberando efluente hacia la atmósfera. A causa de este riesgo, el área por encima que rodea el tubo del separador se clasifica como Zona 1 en un radio de 5 m [15 pies] y Zona 2 en un radio de entre 5 a 10 m [15 a 30 pie]. El área situada a 5 m por encima del techo del tanque de medición se clasifica como Zona 1, tanto para operaciones marinas como para las pruebas en tierra.

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Las distancias recomendadas entre los componentes del equipo para pruebas de pozos también afectan su posicionamiento en tierra y en el mar (Fig. 3 y 4, respectivamente).

Fig. 2 Disposición de Equipos para Pruebas Costa Afuera

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Fig. 1 Disposición de Equipos para Prueba de Pozo en Tierra

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Fig. 3 Distancias Recomendadas para Operaciones en Tierra

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Fig. 4 Distancias Recomendadas para Operaciones Costa Afuera

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2.3

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Servicio de H2S

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es peligroso porque tiene un amplio rango explosivo y es altamente tóxico (Tabla 1). Aunque el H2S tiene un mal olor característico en concentraciones bajas, no se puede confiar mucho en el sentido del olfato para detectar su presencia porque el centro olfativo del cerebro se adormece con el tiempo a altas concentraciones y a partir de cierto punto no se puede detectar el olor. Si se inhala en cantidades suficientes, el, H2S paraliza el centro respiratorio del cerebro, dando lugar a la pérdida del conocimiento, la insuficiencia respiratoria y la muerte (Tabla 2). Tabla 1. Propiedades del H2S

Guía para la operación Cuando usted esté trabajando en condiciones en las cuales se pueda encontrar H2S, cíñase siempre a estas normas: • • • •

Haga una reunión obligatoria de seguridad previa al trabajo con todo el personal involucrado. Mantenga una supervisión constante del trabajo y emplee como mínimo a dos ingenieros o técnicos experimentados que estén certificados para trabajo con H2S. Use máscara siempre. No permita que el H2S se escape hacia la atmósfera en ningún lugar en donde pueda acumularse.

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Tabla 2. Propiedades del H2S

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Controle constantemente la dirección del viento. Use aparato de respiración cuando:








Se tomen muestras de superficie Se mida la densidad del gas Se cambien las placas orificios Daniel Se cambien reductores Se purguen los lubricadores o las trampas de arena Camine sobre los extensores del quemador (booms) Opere los instrumentos con aire comprimido o nitrógeno. No permita que se succione H2S hacia el interior de los compresores.

Normas de seguridad para el equipo Además de sus efectos adversos para la salud, el H2S es altamente corrosivo para los metales. Los requerimientos de servicio varían de acuerdo con el sistema. •

Sistema de sólo gas



Sistema de petróleo y gas



Por debajo de 265 psia [18,3 bar] y por debajo de una concentración de H2S de 15 ppm, no hay requerimientos de H2S. Por encima de 265 psia [18,3 bar], en todas las partes aguas arriba de los tanques se requiere equipo calificado para servicio H2S.

Todos los componentes aguas arriba de los tanques deben estar calificados para servicio con H2S. Las siguientes son las reglas básicas para el servicio H2S: • • • •

2.4

Debe asumirse que todos los equipos que no estén positivamente identificados para servicio H2S no califican para tal servicio. Todos los trabajos de soldadura que se realicen por fuera de un taller calificado en equipos para H2S invalidan la calificación H2S, y los equipos se usarán sólo en servicios sin H2S. Los tubos con conexiones roscadas no califican para servicio H2S. En operaciones marinas use sólo tanques de surgencia (surge tank); jamás use un tanque de calibración.

Radiación por Calor

Los problemas asociados con la radiación por calor surgen primordialmente durante operaciones de quemado y suponen un serio motivo de preocupación, en especial en operaciones marinas, tanto para el personal como para los equipos. Los datos de la Tabla 3 demuestran cuán importante es calcular el calor irradiado antes de quemar, así como identificar las acciones pertinentes a fin de evitar el exceso de calor. La Tabla 3 tiene que estar disponible en la localización del pozo para que la use el personal de pruebas, para calcular el calor irradiado teniendo en consideración variables como la dirección y fuerza del viento, el tipo de extensores y quemadores, y la cantidad de hidrocarburos que se va a quemar. Algunas soluciones fáciles para manejar el exceso de calor son:

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•

Por debajo de 65 psi [4,5 bar], no hay requerimientos de H2S Por encima de 65 psi [4,5 bar], sí hay requerimientos de H2S

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Inyectar agua en la llama Instalar cortinas de agua adicionales por detrás de los quemadores Instalar rampas de agua a lo largo del casco desde donde se puede irradiar el calor excesivo Usar extensores más largos (26 m [85 pies]). Tabla 3. Radiación por Calor

Ruido

La protección de los oídos es fundamental para todo el personal expuesto al ruido durante operaciones de pruebas de pozos. Las recomendaciones de la International Standards Organization (ISO) para la exposición al ruido permisible para seres humanos (que no usan protección auditiva) se enumeran en la Tabla 4.

Tabla 4. Recomendaciones

Por ejemplo, un separador por el que fluyen 4000 bppd con una relación gas / petróleo (GOR, por sus siglas en inglés) de 300 genera un nivel de ruido de 62 dBA.

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2.5

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Seguridad Eléctrica

Los equipos eléctricos localizados en áreas peligrosas tienen que cumplir con las normas de protección definidas por el Comité Europeo de Normalización Electrotécnica (CENELEC, por sus siglas en francés) o la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, por sus siglas en inglés). En Norteamérica, los equipos tienen que ajustarse a las normas de la Comisión para Cooperación Ambiental (CEC, por sus siglas en inglés) y el Código Eléctrico Nacional (NEC, por sus siglas en inglés). Las normas definen: • • • •

Métodos de protección Temperatura Clasificación de áreas peligrosas (diferentes designaciones para CENELEC y IEC y para CEC en Canadá y NEC en Estados Unidos) Clasificación de gases.

En áreas peligrosas, sólo se usarán equipos certificados por un ente certificador autorizado y que porten las marcas apropiadas que indican que pueden ser usados allí. Los medios de protección que más se usan son los de: • •

Seguridad intrínseca A prueba de explosiones Schlumberger Private

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PRUEBA DE POZOS

Todas las operaciones de pruebas de pozos de Schlumberger, junto con todos los equipos para pruebas de superficie fabricados por Schlumberger, obedecen a un conjunto de normas reconocidas (Certificado de Calidad emitido por Det Norske Veritas), y a directrices internas de la compañía. Los estándares generales y las especificaciones de Schlumberger se describen en esta sección. Para la realización de pruebas de pozos, se debe llevar a cabo un estudio de Riesgos y Operabilidad (HAZOP, por sus siglas en inglés) y una revisión del diseño de la prueba para cada prueba o proyecto. La revisión del diseño de prueba se basa en técnicas de análisis de seguridad, entre las cuales resaltas: •

Arquitectura básica del sistema de seguridad de tres etapas:
Los parámetros del pozo (presión, temperatura, tasa de flujo, contenido de H2S, etc.) se deben vigilar constantemente con sistemas electrónicos y manuales redundantes, y las mediciones se han de comparar con los parámetros del “marco operativo” definido por el diseño de pruebas de pozos.
Los sistemas ESD que controlan la válvula de cabeza de pozo, la válvula submarina de seguridad y la válvula de la línea de flujo deben activarse con control manual, pilotos de baja y alta presión o fusibles en circuitos eléctricos y sensores de temperatura.

•

Redundancia de seguridad en todas las etapas, con suficiente segregación de operaciones para prevenir las fallas del sistema a causa de rotura de un componente.

•

Protección total en la superficie:





•

Los equipos semi-sumergibles deben tener incorporado el árbol submarino dentro del sistema ESD. Las plataformas autolevadizas y los equipos de perforación de tierra deben tener una válvula de control de pozo E-Z Valve* unida con el sistema ESD. Los controles automáticos ESD deben poder puntear a las dos configuraciones previas, siempre que haya cable o tubería flexible dentro del pozo, para que sólo sea posible la operación manual. Las válvulas de cabeza de pozo se deben cerrar y los equipos de prueba se deben detener si los parámetros del pozo exceden el marco operativo, si los pilotos se disparan, o si los equipos de superficie esenciales para el control del pozo fallan y suponen un riesgo para la seguridad o el medio ambiente. En caso de una falla catastrófica, la válvula submarina de seguridad se debe cerrar.

El tiempo de operación del sistema de seguridad debe estar de acuerdo con las características del pozo y del yacimiento, con menos de 10 segundos para el cierre completo de las válvulas de seguridad de superficie operadas manualmente o por el dispositivo piloto de operación más lenta.

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Las válvulas de seguridad de presión deben liberar todas las secciones de la línea de flujo que tengan una presión de trabajo menor que la máxima presión de cierre de cabeza de control.

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3.1

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Estándares generales

Los equipos de superficie para pruebas usados por Schlumberger tienen que ceñirse a los siguientes estándares generales: Especificación 6A del API, “Equipo para Cabezas de Control y Árbol de navidad,” para cabezas de control, válvulas de seguridad de superficie, distribuidores o múltiples de estrangulamiento y líneas de flujo de alta presión.

•

RP 14E del API, “Diseño e Instalación de Sistemas de Tubería para Plataformas de Producción Marinas” o la norma B31.3 de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME, por sus siglas en inglés), “Tubería de proceso” para líneas de flujo a baja presión aguas debajo de los intercambiadores de calor.

•

Especificación 12K del API, “Calentadores de Tipo Indirecto para Campos Petrolíferos” para los calentadores e intercambiadores de vapor.

•

RP 14C del API, “Análisis, Diseño, Instalación y Pruebas de Sistemas Básicos de Seguridad de Superficie para Plataformas de Producción Marinas,” para los sistemas de seguridad de superficie.

•

Especificación 14A del API, “Equipos de Válvulas de Seguridad en el Subsuelo” y 14D, “Especificación para Válvulas de Seguridad de Cabeza de Control en Superficie y Válvulas de Seguridad Submarinas para Servicio en Áreas Marinas” para válvulas de superficie de seguridad y sistemas ESD.

•

Especificación 16A del API, “Equipos de Perforación” para los cubos API.

•

Código ASME para calderas y recipientes a presión.

•

Norma MR-01-75 de la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE, por sus siglas en inglés), para todos los equipos para servicio H2S.

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Barreras de Seguridad de los equipos

Las barreras de seguridad y los sistemas ESD tienen que ceñirse como mínimo a la política de presión interna de Schlumberger, como se resume en la siguiente tabla. Tabla 5. Barreras de Seguridad

3.3.1

Equipos de Superficie

Cierre de Respuesta de Emergencia (ESD)

El sistema de cierre de emergencia (ESD) se usa cuando el cierre rápido del pozo es requerido, debido a una fuga en los equipos o tubería, a un funcionamiento defectuoso del equipo, o una emergencia similar. El sistema ESD permite cerrar una válvula de línea de flujo desde una estación remota o de la consola de ESD.

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3.3

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Fig. 5 Ubicación de sistemas de cierre de emergencia

El sistema de ESD puede conectarse a una válvula hidráulica en cabeza de pozo o a cualquier otra válvula hidráulicamente activada de acción "fail-safe", con la restricción de que la presión necesaria para abrir la válvula no excede la presión disponible en el ESD.

El ESD es activado por "push-button" localizados en varios lugares de la instalación de superficie. Una estación adicional normalmente se posiciona cerca de una ruta de escape. Para respaldar estas estaciones, se localizan pilotos de alta y baja presión. La presión alta inicia el cierre automático cuando la presión en la línea de flujo sube arriba de un nivel anteriormente determinado (la línea taponada), y la presión baja inicia el cierre cuando la presión cae debajo de un valor pre-determinada (ruptura de línea de flujo o fuga).

Fig. 6 Esquema Representativo del ESD

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En operaciones de prueba de pozos, el ESD controla la válvula de la línea de flujo hidráulicamente operada en la cabeza de flujo; si se requiere, también puede controlar una válvula de seguridad adicional (no mostrado). La presión es aplicada del ESD para abrir las válvulas y se alivia para cerrarlas.

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El aire suministra potencia al ESD. Si este hace falta, el ESD tiene un tanque de almacenamiento que puede proporcionar el aire a las estacionas y las líneas de piloto. Este tanque proporciona el aire al circuito, pero no a la bomba hidráulica que abre las válvulas automáticas. La cantidad de aire exigida para operar la bomba hidráulica es demasiado grande para ser guardado en el tanque de aire. Una válvula "check" se instala entre el tanque y la bomba hidráulica para impedir a cualquier aire del tanque ir a la bomba hidráulica. Si usted quiere abrir las válvulas en esta situación, usted necesita usar una bomba manual. Estaciones push-button Esta sucesión de dibujos muestra como el ESD se activa de su estado "pasivo" (ninguna presión aplicó) a su estado "activo" cuando el sistema se activa de una estación de ESD.

ESD pasivo

Fig. 7 ESD Pasivo

Armando el ESD Al abrir el suministro de aire, este fluye en el mismo tiempo a la bomba hidráulica y a la válvula de “reset”. Eso hace que la bomba hidráulica envíe aceite a la válvula V4. Cuando V5 se levanta, la presión de aire activa la válvula y aceite hidráulico es enviado al actuador. En el mismo tiempo que se levanta V5, el by-pass V7 esta oprimido para presurizar el circuito neumático. Oprimir V7 autoriza un flujo de aire hacia V5, permitiendo a V5 quedarse abierta cuando la palanca se suelta.

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El ESD contiene 2 circuitos: hidráulico (aceite) y neumático (aire). Esos circuitos se inter-conectan mediante una válvula hidro-neumática (V4) de interfase. Los fluidos hidráulicos fluyen desde una bomba hidráulica actuada por aire hacia el actuador de la válvula de seguridad de superficie a través de la válvula de V4. Una bomba manual puede reemplazar la bomba de aire, porque la válvula de V4 está normalmente cerrada, el fluido hidráulico ha sido defogado y no hay presión a en la manguera que va al actuador. La válvula de línea de flujo "fail-safe", montada en la línea de flujo (no mostrado), está cerrada cuando el ESD está pasivo.

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Fig. 8 Armando ESD

ESD armado

Fig. 9 ESD Armado

ESD Activado En una emergencia, un botón localizado en la consola de ESD (no mostrado) u oprimido desde las estaciones de ESD remotas (ESD1, ESD2, etc.) esta activado manualmente, soltando el aire de las líneas. Esto causa el cierre de V5 y V4. La caída de presión activa la válvula de descarga rápida que

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Cuando el by-pass V7 se suelta, (V5 queda abierto), aire pasa a través de la válvula check que suministra aire a las estaciones del ESD y a los pilotos. Para impedir cualquier fuga en alguna de las estaciones que pueda causar el cierre accidental de una válvula automática, el aire fluye de manera continua a través de un orificio en V9. El orificio esta siempre abierto para compensar pequeñas; pero si ocurre una emergencia, aire puede ser venteado a través de la válvula check.

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corta el suministro de la presión de aire a V5. El propósito de la válvula de descarga rápida es de cerrar V5 sin soltar la presión del sistema entero. La caída de presión también cierra V4, deteniendo el flujo de aceite hidráulico al actuador y dando salida al aceite del actuador hacia el exterior. Al de-presurizar este sistema, se cierra la válvula en la línea de flujo.

Hi/Lo-Pilot System El sistema de pilotos funciona según los mismos principios que las estaciones ESD. Los pilotos Hi-Lo se conectan al ESD por mangueras de aire y están montados en la línea de flujo. El sistema puede comprenderse de un piloto Hi-Lo, un piloto Low, o una combinación de un Hi y Lo . Cada piloto es básicamente hecho de dos componentes: un resorte y un pistón. El pistón se usa para detectar los cambios de presión en la línea de flujo. El resorte se usa para fijar un límite a la presión de línea de flujo. Los párrafos siguientes describen como el Hi y Lo-pilotos se comportan en un estado normal y como ellos funcionan cuando un piloto responde a una emergencia. Hi-Pilot Operación Normal

Fig. 10 Hi Pilot Operación Normal

Hi-Pilot Cierre de emergencia Cuando la presión de la línea de flujo sube arriba del valor de resorte prefijado anteriormente, el aire fuga a nivel del piloto, la válvula interfase V4 de dispara, dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo.

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En modo de operación normal, el piloto Hi espera una presión de línea de flujo que permanece debajo de un valor de presión prefijado que se determina ajustando la fuerza del resorte. En este modo, la presión de aire entre el piloto Hi- y la válvula V4 se mantiene.

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Fig. 11 Hi-Pilot Cierre de Emergencia

En modo de operación normal, el lo-piloto espera que la presión en la línea de flujo permanezca sobre un valor de presión prefijado (ajustando la fuerza del resorte). En este modo, la presión de aire entre el lo-pilot y V4 se retiene, permitiendo a la presión hidráulica de la bomba de guardar la válvula de línea de flujo abierta.

Fig. 12 Lo-Pilot Operación Normal

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Lo-Pilot Operación Normal

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Lo-Pilot Cierre de Emergencia Cuando la presión de línea de flujo se cae debajo del valor prefijado por el resorte, el aire se libera del piloto, la válvula V4 se activa, dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo.

Combinación Hi-Lo-Pilot Cuando ambos un hi/lo- piloto están montados en la línea de flujo, la presión puede restringirse dentro de un rango prefijado. La presión de aire fluye del lo al hi -piloto y se retiene entre los pilotos y la válvula V4, permitiendo que la presión hidráulica de la bomba mantenga la válvula de línea de flujo abierta. Si la presión sube por encima del valor prefijado anteriormente, el aire fuga fuera del hi-piloto y si la presión se cae debajo del valor prefijado, el aire fuga fuera del lo-piloto. En cualquier situación, la válvula interfase V4 se activa, dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo.

Fig. 14 Combinación Hi-Lo-Pilot

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Fig. 13 Lo-Pilot Cierre de Emergencia

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Seguridad •

Para mejorar la seguridad, se recomienda usar un sistema ESD para operaciones de prueba de producción. Cuando la presión de cabeza de un pozo excede 5,000 psi o siempre que H2S esté presente, un ESD debe usarse.

•

Se debe utilizar un mínimo de dos estaciones de control remoto: una en el separador y una en un área donde no hay equipo presurizado. Estas estaciones son necesarias para asegurarse que el pozo o el flujo puede controlarse de más de un lugar.

•

Esté seguro de abrir la válvula de entrada del recipiente de aire para asegurar que el ESD es operacional, incluso en caso de que falle el suministro de aire.

3.3.2

Válvula de Seguridad de Superficie

La SSV se usa para cerrar el flujo aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento en caso de emergencia (Fig. 15 y Tabla 6). Es operada por el sistema ESD. Las válvulas SSV se suministran con un marco de soporte para la base, conexión de entrada (unión hembra) y conexión de salida (unión macho).

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Fig. 15 Válvula de Seguridad de Superficie

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Tabla 6. Especificaciones de la SSV

3.3.3

Cabezal de Flujo

•

Sostener el peso de la sarta de prueba

•

Permitir el movimiento hacia arriba y hacia abajo (recíproco) de la sarta de prueba. Si hay conectada una unión giratoria, también se puede hacer girar la sarta de prueba. La necesidad de la unión giratoria depende del tipo de equipos de fondo que se esté empleando. Algunas herramientas se pueden operar completamente usando movimientos ascendentes y descendentes, algunas requieren rotación y otras precisan de ambos tipos de movimientos.

•

Controlar el flujo de salida del pozo a través de una válvula de flujo

•

Proveer una conexión para una línea para matar el pozo después de una operación de prueba o durante una emergencia. La línea para matar el pozo es esencial para controlar la presión en el pozo. Es necesario tener control de la presión para sacar la sarta de prueba después de que las pruebas se han terminado, y es crítica por cuestiones de seguridad. Por ejemplo, si la presión en fondo de pozo es demasiado alta, la sarta de herramientas podría ser empujada.

•

Permitir la introducción de herramientas dentro del pozo a través de la válvula de suabeo.

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El cabezal de flujo se coloca directamente encima del pozo y es la primera pieza del equipo a través de la cual pasa el fluido proveniente del pozo (Fig. 16). Sus cinco funciones principales en el control del paso del fluido hacia adentro y hacia fuera del pozo son:

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Fig. 16 Válvula de Seguridad de Superficie

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Tabla 7. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head)

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3.3.4

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Múltiple de Instrumentación (Data Header)

El Múltiple de instrumentación (Data Header) se usa para conectar los instrumentos y sensores para la adquisición de datos aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento (Fig. 19 y Tabla 8). El Múltiple de instrumentación estándar incluye de cuatro a seis puertos para manómetros y transductores de presión y temperatura. Dependiendo de la presión, las conexiones pueden ser National Pipe Thread (NPT) o Autoclave Engineers, Division of Snap-tite, Inc. • •

Puertos NPT (1⁄2 pulg [12,7-mm] de diámetro) Thermo well (1⁄2 pulg de diámetro)

Tabla 8. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head)

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Fig. 17 Data Header

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3.3.5

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Equipos de Control de Arena

Siempre que se producen sólidos durante operaciones de pruebas de pozos o de limpieza, hay que usar equipo de manejo de arena. El principal objetivo es evitar la erosión (causada por la alta velocidad de flujo) y la presencia de sólidos en los equipos instalados aguas abajo del pozo. Para los pozos de gas, hay que prestar especial atención al montaje. El tipo de equipos de Schlumberger usados para el manejo de arena depende del tipo de sólidos producidos, ya sea arena de formación o arena de fracturamientos hidráulicos.

Filtro de Arena Doble El filtro de arena doble (Figs. 18 y 19 y Tabla 9) retiene la arena y otras partículas sólidas del efluente del pozo. Suele estar ubicado aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento. El filtro de arena doble consta de: • •

Dos recipientes de filtro 46-L Tubería de interconexión con puenteo y drenaje.

Los recipientes montados dentro de un armazón metálico tienen un soporte telescópico para ser levantados de tal manera que sea fácil reemplazar los filtros. Las aplicaciones tradicionales son para limpiezas de pozos desnudos y para pruebas de máxima velocidad libres de arena. Schlumberger Private

Fig. 18 Filtro de Arena Doble

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Operación La máxima concentración de arena, para operación continua, es cercana a 10 lbm de sólidos/min. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2,7 para los sólidos. Tabla 9. Especificaciones del Filtro de Arena Doble

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Fig. 19 Vista Frontal, Lateral y Superior

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Separador de Arena El separador de arena (Figs. 23 y 24 y Tabla 10) elimina los sólidos de la corriente de producción. La separación petróleo/gas/agua se lleva a cabo en un separador de tres fases. El separador de arena es ideal para la limpieza del pozo después de una fractura con arena, cuando puede producirse un gran volumen de arena al poner el pozo en producción. El separador de arena consta de: • • • • • • •

Cilindro de 106 cm x 3,05 m [42 pulg x 10 pies] con una entrada de 53 cm [18 pulgadas] Compartimiento para arena Grupo ciclónico doble Línea de drenaje de arena Dos válvulas de seguridad de 3 pulgadas operadas por pilotos, para modular el alivio de presión Distribuidor o múltiple Línea de descarga de seguridad.

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Fig. 20 Separador de Arena

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Operación La remoción de arena a través de la línea de arena permite la operación continua. Tabla 10. Especificaciones del Separador de Arena

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Fig. 21 Vista Lateral, Frontal, Superior

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Desarenador Ciclónico La unidad del desarenador ciclónico montada en un armazón metálico (Fig. 22 y Tabla 11) es una unidad de remoción de sólidos que consta de: • •

Un recipiente desarenador que contiene un inserto ciclónico único Un recipiente acumulador de arena.

Toda la corriente del pozo se pasa por el desarenador, desde donde se dirige hacia el inserto. La separación ciclónica de la arena tiene lugar en el inserto, donde la arena cae dentro del acumulador (Fig. 23). El tamaño del inserto se elige para que cumpla con las condiciones específicas de diseño para una gama de velocidades de flujo, de las propiedades del fluido y de las concentraciones de arena. El desarenador y acumulador están separados por un bloque doble de válvulas de purga (tipo esfera). El acumulador también se drena a través de una disposición similar. El desarenador queda conectado en línea durante el proceso de purga. Los sólidos separados durante la purga se recogen en un espacio de contención por debajo del inserto en el recipiente del desarenador y se pasan al acumulador una vez que éste se abre nuevamente al proceso. Los proyectos para los cuales se suele recomendar la utilización del desarenador ciclónico incluyen la perforación con balance inverso y los procesos de separación de cuatro fases. Schlumberger Private

Fig. 22 Desarenador Ciclónico

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Fig. 23 Vistas Lateral, Frontal, Superior

Operación La máxima concentración de arena, para operación continua, es cercana a 10 lbm de sólidos/min. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2,7 para los sólidos.

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Tabla 11. Especificaciones del Separador de Arena

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3.3.6

Distribuidor de Estrangulamiento (Choke Manifiold)

El distribuidor de estrangulamiento (Fig. 24 y Tabla 12) controla el fluido del pozo al reducir la presión de flujo y mantener una velocidad constante de flujo antes de que el fluido entre a los equipos de procesamiento en superficie. Durante las pruebas de pozo, es necesario alcanzar flujo crítico (en el cual la presión aguas abajo del estrangulador es aproximadamente la mitad de la presión aguas arriba del estrangulador). En el flujo crítico, los cambios en la presión y en la velocidad de flujo que se hacen aguas abajo del estrangulador no afectan la presión en el fondo de pozo ni la velocidad de flujo.

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Fig. 24 Choke Manifold

Los tamaños de reductores suelen darse en graduaciones de 1⁄64 de pulgada [0,4 mm] para producir una velocidad de flujo que pueda determinarse al final de la prueba. El estrangulador fijo se puede cambiar durante la operación, mientras se dirige el flujo a través del estrangulador variable. El estrangulador variable es un orificio de geometría variable que se cambia fácilmente sin necesidad de aislar ese lado del distribuidor. Si se conoce, el tamaño del estrangulador y la presión aguas arriba, bajo condiciones de flujo crítico, se pueden calcular las velocidades de flujo durante la limpieza. Operación Se pone a fluir el pozo por el estrangulador variable. hasta alcanzar, en la cabeza del pozo, la presión estrangulador fijo que corresponda con el tamaño del dial del estrangulador variable y se deriva el flujo determinada.

Se va aumentando el tamaño del estrangulador de flujo deseada. Se selecciona e instala un estrangulador correspondiente a la lectura en el a través del estrangulador fijo a la velocidad

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El distribuidor o múltiple de estrangulamiento consta de válvulas y accesorios organizados para dirigir el flujo a través de uno de los dos lados de la estrangulación. Un lado está configurado con un estrangulador variable, y el otro con un estrangulador fijo. El lado del estrangulador fijo se arma atornillando un estrangulador calibrado.

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Tabla 12. Especificaciones del Separador de Arena

3.3.7

Intercambiador de Calor

Tipos de calentadores y Aplicaciones Los calentadores se usan en casi todos los aspectos de la producción y el procesamiento del petróleo. Varían en tamaño y complejidad; desde un simple baño de agua caliente hasta un sofisticado horno de craqueo en una refinería. Generalmente se clasifican como de fuego directo o indirecto. En un calentador de fuego directo, el fluido que se está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por una caja de fuego, estando en contacto directo con la fuente de calor. Un calentador doméstico es un ejemplo típico de un calentador de fuego directo. El uso de calentadores de fuego directo en la industria petrolera tiene limitaciones. En un calentador de fuego indirecto, el fluido del pozo que se está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por agua en un recipiente. La fuente de calor calienta el agua por medio de una caja de fuego. Prevención de la formación de hidratos El gas natural contiene vapor de agua. Bajo ciertas condiciones de flujo (estrangulamiento), se produce una expansión suficiente para reducir la temperatura del fluido y causar la formación de hidratos. Los hidratos se forman cuando partículas de agua y algunos hidrocarburos livianos presentes en el gas natural se tornan sólidos. La formación de hidratos constituye un serio problema. Si las partículas se congelan en los equipos de superficie, las válvulas y medidores de flujo se tornan inoperantes y los estranguladores se taponan. Los hidratos de gas natural se parecen a la nieve en gránulos. Estos compuestos químicos de hidrocarburos y agua se forman a temperaturas por encima del punto de congelación normal del agua. Esto sucede cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua bajo condiciones de baja temperatura y alta presión. La alta velocidad, las pulsaciones creadas por la

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Los intercambiadores de calor, comúnmente llamados calentadores, elevan la temperatura de los efluentes del pozo, lo cual impide la formación de hidratos, reduce la viscosidad y rompe las emulsiones para facilitar la separación de petróleo y agua.

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presión y la agitación aceleran el fenómeno. La formación de hidratos también se acelera por ciertos gases, en especial el H2S y el CO2. Se usa un calentador para ayudar a mantener la temperatura por encima del punto en el cual se pueden formar los hidratos. Reducción de la viscosidad La alta viscosidad entorpece el flujo de un efluente a través de un tubo. No suele suponer un problema en la realización de pruebas. Sin embargo, los efectos combinados de los cambios de composición, conforme el fluido del yacimiento se trae a la temperatura ambiente, pueden elevar su viscosidad y afectar así la eficiencia de las pruebas. Dado que la viscosidad depende de la temperatura, se puede usar un calentador para reducir la viscosidad y así evitar los problemas causados por la alta viscosidad. Ruptura de emulsiones Con la inevitable producción de agua de un yacimiento, resulta necesario separar el agua del petróleo. Bajo ciertas condiciones, el petróleo y el agua forman una emulsión y no se separan a menos que se les inyecten sustancias químicas o se eleve la temperatura del efluente con un calentador. Intercambiadores de calor a base de vapor

Fig. 25 Intercambiador de calor a base de Vapor

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Los intercambiadores de calor a base de vapor han reemplazado casi por completo a los calentadores de fuego indirecto para operaciones marinas y también se emplean en condiciones en las cuales los reglamentos no permiten el uso de calentadores de fuego indirecto. Las Figs. 25 y 26 ilustran intercambiadores de calor a base de vapor. Un intercambiador de calor a base de vapor está prácticamente exento del riesgo de incendio. Requiere de un suministro adecuado de vapor para operar. Algunos equipos tienen un suministro suficiente de vapor, pero por lo general hay que usar un generador de vapor adicional. Existen compañías que proveen el servicio de generador de vapor.

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Fig. 26 Vista Lateral, Frontal, Superior

El tipo de intercambiador de calor a base de vapor que se usa con mayor frecuencia en las pruebas tiene una capacidad de 4,3 MMBtu/hr (Tabla 13). Como se muestra en la Fig. 27, está dotado de una cubierta y también de un tubo que constituyen un recipiente de alta presión. El vapor que entra al intercambiador se pasa por el conjunto de tubos. El calor se transfiere desde el vapor hasta el conjunto de tubos y, de allí al efluente. Un estrangulador entre la entrada y la salida del intercambiador de calor permite precalentar el efluente antes de que la presión caiga en el estrangulador. El control de temperatura en un intercambiador de calor a base de vapor se muestra en la Fig. 28.

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Fig. 27 Descripción

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Fig. 28 Descripción Detallada

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Tabla 13. Especificaciones del Steam Exchanger

Calentador de fuego indirecto

• • • • •

Un recipiente para baño de agua a presión atmosférica, incluyendo un serpentín dividido de 4 pulgadas con estrangulador intermedio, estrangulador ajustable con asiento de 1 1⁄2 pulg [3,81 cm] y punta sólida. Un distribuidor equipado con 3 válvulas de compuerta de 31⁄8 pulg diseñadas para una presión de trabajo de 5000 lpc [345 bar] Una válvula de cierre para diesel activada por luz de piloto de cierre y controlador de temperatura. Un protector contra llamas sobre la entrada de aire del quemador Un protector contra chispas sobre el tubo de escape de la chimenea.

Fig. 29 Calentador

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El calentador diesel de fuego indirecto de Schlumberger (Figs. 29 a 31) consta de:

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Fig. 30 Vista Esquemática del Calentador

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Fig. 31 Controles de Temperatura del Calentador

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3.3.8

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Separador

El separador se compone de un recipiente presurizado donde los fluidos están separados de un sistema de tubería que procesa los fluidos separados fuera del recipiente. Su función es separar el fluido en sus fases petróleo, gas, y componentes de agua antes de enviar el gas a un quemador o a la planta de inyección y el aceite al tanque. Otras funciones importantes del separador incluyen la capacidad para medir los caudales de cada componente del efluente y tomar muestras presurizadas de aceite y de gas. Los separadores se clasifican por su forma y por los fluidos que separan. Son horizontales, verticales, o esféricos en la forma. Las formas son más allá clasificadas en separadores de dos-fase (el gas/líquido) y tres-fase (petróleo/agua/gas). Al fluir un pozo, Schlumberger típicamente usa sólo un separador trifásico horizontal. La lista siguiente resume unos de las ventajas y desventajas de los diferentes separadores: • • • •

Gravedad y densidad El petróleo, gas, y agua se separarán naturalmente debido a los efectos de gravedad y la diferencia en la densidad entre los componentes del efluente en el separador. Las partículas del efluente más densas se caen al fondo y las partículas más ligeras suben a la parte superior. El gas tiende a ir por arriba y los líquidos caen en el separador. El separador mejora este proceso de separación natural al retener el fluido el tiempo suficiente para frenar su movimiento, permitiendo que ocurra la separación. Aproximadamente 95% de la separación de líquido-gas dentro del separador pasan al instante. Las densidades relativas de gas y líquido está típicamente en la proporción de 1 a 20 y su separación es rápida, normalmente tomando sólo unos segundos. Sin embargo, un poco de líquido permanecerá en el gas en la forma de una llovizna fina. Este líquido debe separarse del gas con la ayuda de dispositivos mecánicos para que la separación esté completa. La densidad relativa de crudo al agua está típicamente en la proporción de .75 a 1; la separación toma más tiempo: uno o dos minutos. Separación mecánica Para obtener una buena separación, acelerar el proceso de la separación, y minimizar el tiempo de retención, el separador está provisto con dispositivos mecánicos. La función de estos dispositivos mecánicos se explica aquí para que usted pueda entender el papel que ellos juegan en el proceso de separación.

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•

Separadores horizontales son normalmente más eficaces para manejar cantidades grandes de gas. Separadores horizontales son los más baratos para la separación estándar de petróleo-gas, particularmente donde puede haber problemas con las emulsiones, espuma, o las proporciones de gas-aceite altas. Un separador vertical toma menos espacio que un separador horizontal con la misma capacidad. En un separador vertical, algunos de los controles pueden ser difíciles de acceder sin escaleras o plataformas de acceso. Los separadores esféricos son los más eficaces para contener la presión; sin embargo, ellos no se usan ampliamente debido a su capacidad limitada de procesar "cabezeos" y porque son difíciles de fabricar.

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Fig. 32 Representación Esquemática del Separador

Placa Deflectora

Fig. 33 Placa Deflectora

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Esta placa se localiza delante de la entrada. Causa un cambio rápido en la dirección y velocidad de los fluidos, obligando los líquidos a caer al fondo del contenedor. La placa del deflector causa la separación inicial de líquido y gas.

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Placas Coalescentes Estas placas se colocan longitudinalmente en una forma de V invertida en la parte superior del separador. Las gotas de líquido en el gas golpean las placas y se pegan a ellas. A medida que pasa mayor cantidad de gas a través de las placas, más gotas se unen para formar gotas más grandes que caen al fondo del separador.

Fig. 34 Placas Coalescentes

Cortador de Espuma

Extractor de llovizna Este pedazo de equipo está compuesto de una malla de alambre tejido. Antes de dejar el separador, el gas pasa a través del extractor de la llovizna, causando la caída de las gotas de aceite muy finas que permanecían en el gas.

Fig. 35 Mist Extractor

Weir Plate Esta placa, localizada en al fondo del recipiente, divide el separador en dos compartimientos: petróleo y agua.

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Esta parte de equipo esta hecha de malla del alambre, como el extractor de llovizna. Impide el paso de las partículas de aceite en la espuma hacia la salida de gas.

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Cortador de “Vortex” Estos cortadores se localizan en las salidas de crudo y de agua. Su función es la de romper el remolino que puede generarse cuando el crudo y el agua salen del separador por sus conexiones respectivas. Los cortadores de vértice previenen que el gas salga del separador en combinación con el líquido.

Fig. 36 Vortex Breaker

Controladores de nivel y de presión

Controlador de Presión La figura 37 muestra un modelo de controlador simple. En aquel sistema, la válvula esta completamente abierta o cerrada, teniendo como consecuencia que la presión de separación fluctúa entre un valor mínimo y un valor máximo. El controlador de presión actualmente instalado en un separador es más complejo. Al contrario del modelo simple, el modelo actual permite fijar la presión de trabajo deseada y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el recorrido de la válvula, asegurando una regulación suave de la presión de separación. Para el sistema complejo ilustrado en "Gas Pressure Controller - Proportional Action", la presión deseada se fija al ajustar una lámina de “set point”. Ajustar esa palanca mueve la boquilla más cerca o más lejos del flapper para establecer el Set Point. La presión del separador se aplica directamente al tubo de Bourdon. El diagrama "Gas Pressure Controller - Proportional Action" muestra el sistema en un estado de equilibrio con presión de separación estable.

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El controlador de presión de gas y los de nivel de petróleo y agua mantienen las condiciones de separación constante dentro del tanque. Para ajustar la presión del separador y los caudales de agua y crudo, todos los controladores usan válvulas automáticas (ACVs). El aire comprimido que alimenta los controladores se filtra a través de un limpiador. La presión de aire se reduce mediante el uso de reguladores de presión colocados aguas arriba de los controladores. Se usan indicadores de nivel visuales, llamados sight-glass, para monitorear las interfases petróleo-gas e interfases de aceite-agua dentro del separador.

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Fig. 37 Controlador de Presión de Gas Complejo

La siguiente lista describe lo que ocurre al sistema cuando la presión de separación incrementa o disminuye.

•

• • • •

•

El tubo de Bourdon mueve el flapper hacia la boquilla, cerrando el hueco entre la boquilla y el flapper. Porque la cámara A es continuamente alimentada con aire a través del orificio B, la reducción en el tamaño del pasaje entre la boquilla y el flapper causa un incremento de la presión atmosférica en la cámara del Relay. El incremento de presión en la cámara A empuja los diafragmas C y D hacia arriba, causando la apertura de la válvula de suministro E. La presión de aire entra en la cámara F y fluye hacia la válvula automática (ACV), causándo un desplazamiento más cerca a su asiento y reduciendo el flujo de gas de separador, aumentando su presión por eso. La presión en la cámara F aumenta hasta que las diafragmas C y D sean empujadas a sus posiciones originales, causando el cierre de la válvula E y devolviendo el sistema a un estado de equilibrio. Al mismo tiempo que ese aire fluye al ACV, también fluye a través de la válvula de la banda proporcional a los bellows G. Esta presión de aire provoca el movimiento del flapper fuera de la boquilla, deteniendo el incremento de presión en la cámara A y restaura el sistema a un estado de equilibrio. Como resultado, la presión en la válvula de ACV se aumenta y la presión del separador se restaura a su presión fija.

Cuando aumenta la presión de separador, la presión fija se mantiene: • • •

El tubo de Bourdon aleja el Flapper de la boquilla, aumentando el espacio entre la boquilla y el Flapper. Eso provoca una disminución de la presión de aire en la cámara A del relay. La caída de presión en la cámara A y la acción del resorte H provocan el movimiento de los diafragmas C y D hacia abajo. El aire de la ACV empieza a fugar a la atmósfera a través de la cámara I. Esta reducción de presión provoca la apertura de la válvula ACV debido al efecto del resorte.

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Cuando disminuye la presión del separador, la presión fija se mantiene:

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En el mismo tiempo que aire fuga de la ACV al atmósfera, la presión de aire en los bellows G disminuye, acercando el flapper de la boquilla. Esta acción provocará un aumento de la presión en la cámara A, suficiente para tapar el pasaje entre las cámaras F e I.

A consecuencia, la presión sobre la ACV disminuye y la presión del separador vuelve a su presión fijada.

Válvula de banda proporcional Como se describe el la figura 38, la presión que va de la cámara del relay F hacia la ACV también va hacia la válvula de banda proporcional de tres-vías. El orificio de entrada para esta válvula es ajustable. Eso permite la variación de la cantidad de aire que se suministra a los bellows. La variación cambia la distancia entre el flapper y la boquilla. La banda proporcional es independiente de la presión fijada, pero depende del rango de presión del tubo de Bourdon. El valor de ajuste de la banda proporcional se expresa en %, basado en el rango de presión del tubo de Bourdon, tal como se describe en los siguientes ejemplos. El porcentaje puede variar entre 0% y 100%. Por ejemplo, cuando la banda proporcional de un controlador Fisher 4150 (ilustrado en la diagrama "Gas Pressure Controller-Proportional Action") esta completamente cerrada, corresponde a una banda proporcional de aproximadamente 3%.

• •

El controlado de presión está provisto con un tubo de Bourdon con un rango de presión de 1000 psi. El punto fijo para la presión del separador es 400 psi.

Recomendaciones para fijar la presión de separación. Cuando se programa la presión de separador con el controlador, uno debe considerar: • • •

La presión de calibración de la válvula de seguridad en relación con la presión de trabajo máxima del separador. Las condiciones de flujo crítico aguas arriba. El valor de la presión mínima, necesaria para empujar el crudo fuera del separador hacia los tanques o la línea de producción.

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Los ejemplos siguientes muestran como un arreglo estrecho (5%) y un arreglo ancho (50%) de la banda proporcional cambia la manera de la cual reacciona el sistema a un cambio de presión.

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Fig. 38 Controlador de Presión de Gas Complejo (Ampliado)

Controlador de nivel de crudo El nivel de la interfase líquido-gas dentro del separador debe mantenerse constante para mantener las condiciones de la separación estables. Una variación en este nivel cambia el volumen de gas y líquido en el separador que a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retención de los dos fluidos. El punto fijo inicial para el nivel de líquido-gas depende de la proporción de gas-petróleo (GOR) del efluente del pozo. • •

Si el GOR es alto, más volumen en el separador necesita ser reservado para el gas y se requiere un nivel de aceite bajo. Si el GOR es bajo, más volumen en el separador necesita ser reservado para el crudo y se requiere un nivel de aceite alto.

Para cubrir GORs de diferentes valores, el nivel de aceite puede ajustarse entre dos valores: más o menos 6 pulgadas de la línea mediana del separador. Como pauta, el nivel se fija inicialmente en la línea del centro y los ajustes se hacen según el GOR.

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Fig. 40 Capacidad del Separador

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Fig. 39 Niveles de Fluido dentro del Separador

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Fig. 41 Capacidad de Líquido Teórico dentro del Separador

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Fig. 42 Capacidad de Gas Teórico dentro del Separador

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Controlador de Nivel Simple Usualmente, los controladores de nivel utilizan un flotador relacionado con el controlador para abrir y cerrar una válvula de control que regula el nivel de crudo. Este controlador actúa sobre una de las dos válvulas de regulación de la salida de crudo: una de grande y una de pequeño diámetro que se encuentran montadas en paralelo. El sistema permite la regulación de un rango de caudales amplio, limitado solamente por la capacidad del separador. Cuando el nivel cambia, según el principio de Arquimedes, una fuerza igual al peso del líquido desplazado como se muestra en la figura 43, hace mover el flotador. El movimiento del flotador esta convertido, a través de un mecanismo de torsión, provocando el movimiento del flapper fuera o hacia la boquilla. A su vez, la fuga de aire a través de la boquilla abre o cierra la válvula de control ACV montada en la línea de salida del crudo.

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Fig. 43 Controladora de Nivel

Para propósitos de seguridad, las válvulas de control en la salida de aceite están normalmente cerradas. Si por cualquier razón el suministro de aire a estas válvulas se corta, este problema debe descubrirse lo suficientemente rápido para impedir el "retorno" de crudo en el separador. La acumulación de crudo en el separador puede provocar su salida a través de la línea de gas. Recíprocamente, si las válvulas de la línea de líquido estuvieran abiertas, el crudo podría fluir sin control hacia los tanques y cuando el nivel haya desaparecido, el gas seria mandado a los tanques o a la línea de producción.

La diagrama "Oil Level Controller” muestra un modelo simple de controlador de nivel de crudo. En ese sistema simple, la válvula esta completamente abierta o cerrada, haciendo que el nivel de crudo en el separador esté fluctuando siempre entre un nivel mínimo y máximo. El controlador de nivel montado en el separador es más complejo. A contrario del modelo simple, el controlador actual permite el ajuste del nivel a un valor escogido y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el movimiento de la válvula, asegurando una regulación suave del nivel.

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Para el sistema complejo mostrado en la diagrama "Oil Level Controller - Proportional Action", el nivel de líquido deseado se fija al mover la palanca de ajuste. Ajustar la palanca mueve la boquilla, colocada sobre el tubo de Bourdon, mas cerca ó mas lejos del flapper. Esa palanca permite fijar el nivel de líquido en un punto escojido (con la condición que este sea entre las partes alta y baja del flotador). La diagrama muestra el controlador de nivel en una posición de equilibrio y el caudal de entrada es igual al caudal de salida.

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Fig. 44 Controladora de Nivel Complejo (ampliado)

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Cuando el flujo de la entrada es mayor que el flujo de salida, el nivel de crudo en el separador aumenta: • •

• • •

La fuerza de flotación del líquido se incrementa, levantando el flotador hacia arriba. El flapper, conectado al flotador por el tubo de torque, se mueve hacia abajo en dirección de la boquilla. El desplazamiento del flotador desplaza el flapper, cerrando el intervalo entre el flapper y la boquilla, reduciendo el paso del aire. Porque la cámara A es constantemente suministrada con aire a través del orificio B, aquella reducción en el paso de aire aumenta la presión en la cámara A. El aumento de presión en la cámara A empuja las diafragmas C y D hacia abajo, abriendo la válvula de suministro E. La presión de aire entra en la cámara F y fluye hacia la válvula de control ACV, provocando su recorrido fuera de su asiento (abriendo la ACV). La acción aumenta el flujo de crudo y el nivel en el separador baja. En el mismo tiempo que el aire fluye hacia la ACV, suministra tambien aire al tubo de Bourdon a través de la válvula de banda proporcional. La presión de aire provoca el alejamiento del flapper respeto al tubo de Bourdon. Esta acción detiene el aumento de presión en la cámara A y devuelve el sistema a un estado de equilibrio.

Cuando el flujo de entrada es menor que el flujo de salida, el nivel de crudo en el separador baja:

• •

•

El flapper mueve fuera de la boquilla, abriendo el espacio entre la boquilla y el flapper. Esto causa una disminución de la presión de aire en la cámara A del relay. La caída de presión en la cámara A y la acción del resorte G mueven las diafragmas C y D hacia arriba. El aire de la válvula automática ACV empieza a fugar la atmósfera a través de la cámara I. Esa reducción de presión hace que la ACV empieza en cerrase bajo la fuerza del resorte. En el mismo tiempo que el aire fluye del ACV la atmósfera, la presión de aire fluyendo a través de la válvula de banda proporcional hacia el tubo de Bourdon disminuye, causando el movimiento de la boquilla sobre el tubo de Bourdon hacia el flapper. La acción provoca un incremento de presión en la cámara A. Lo suficiente para cerrar el paso entre las cámaras F e I. Resulta una disminución de la presión sobre la ACV (la válvula se acerca de su asiento) y el nivel de crudo vuelve a su nivel de equilibrio.

Controlador de nivel de agua

El nivel de interfase entre el crudo y el agua en el separador debería ser mantenido constante, para prevenir el paso del agua encima del “weir Plate” y que fluya en el compartimiento de crudo. Se logra mediante un flotador conectado a un controlador de nivel de agua que actúa sobre una válvula colocada en la salida de agua El nivel de agua se controla con un flotador que flota en el agua pero no en el aceite. El movimiento del flotador se transmite a través de un tubo hacia un flapper que se aleja o se acerca de una boquilla, provocando una fuga de aire. La fuga de aire desde la boquilla se usa para abrir ó cerrar la válvula ACV colocada sobre la salida de agua.

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• • •

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Fig. 45 Controladora de Nivel de Agua

Válvulas de Control Automático

Los diagramas de ACV muestran los dos tipos diferentes, normalmente abierta y normalmente cerrada, de las válvulas de control usadas en un separador.

Fig. 46 Válvulas de Control Automático

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Las válvulas automáticas (ACV) para el crudo, gas, y agua están diseñadas para regular el caudal en una tubería variando su sección en respuesta a una señal recibida de un controlador.

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Sight Glass El sight glass es un indicador de nivel visual. Sobre el separador, hay uno para monitorear la interfase crudo – gas y uno para monitorear el interfase agua – crudo. Los niveles dentro del separador pueden ser visualizados mediante esos vidrios.

Este dispositivo compone un vidrio transparente colocado en una cámara de acero para aguantar la presión interna del separador. En el caso de la ruptura del vidrio, el vidrio de seguridad esta equipado con válvulas de seguridad que impiden que el fluido dentro del separador se escape. La válvula de seguridad trabaja con el principio de una bola que automáticamente aísla el tanque del visor bajo la presión diferencial entre el tanque y la atmósfera. Después de haber cambiado el vidrio, las bolas beben ser empujadas hacia adentro en sus ranuras, de tal modo que puedan aislar el separador de nuevo, en caso que ocurra otra falla. Se usa una punta para empujar la bola, moviendo la palanca más o menos un cuarto de vuelta. Cuando la bola esté en su posición, girar la palanca en sentido contrario para colocar la punta en su posición original.

Dispositivos de seguridad En caso de que un funcionamiento defectuoso cause un aumento de la presión del separador a un nivel peligroso, estos dispositivos proporcionan una abertura de emergencia a la atmósfera. Para prevenir este tipo de falla, el separador se diseña con dos puntos débiles (válvulas de seguridad), que se activan en caso de un exceso de presión.

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Fig. 47 Sight Glass

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Fig. 48 Dispositivos de Seguridad

Válvulas de Seguridad

La válvula de seguridad incorpora un Bellow que impide la entrada de los fluidos del separador hacia la parte superior de la válvula expuesta a la presión atmosférica. Los bellows tienen una área efectiva igual a la del asiento de la válvula, de tal manera que los efectos de contra-presión en la salida de la válvula sobre la presión de calibración se ven eliminados.

Fig. 49 Válvulas de Seguridad

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La válvula de alivio de seguridad se localiza encima del separador. Su salida se conecta a la línea de venteo de gas, aguas abajo de la válvula ACV. Cuando la válvula de alivio de seguridad se abre, el gas se desfoga hacia la atmósfera.

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Check Valve La válvula check se coloca aguas abajo de la válvula de seguridad. Es un flapper libre-oscilante que detiene una posible contra-presión en la línea de gas, que podría afectar la abertura de la válvula de seguridad si aquella tiene que abrirse.

Fig. 50 Válvulas Check

Dispositivos de medición

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Fig. 51 Dispositivos de Medición

Para medir bajos y altos caudales de flujo de crudo, se usan un medidor de desplazamiento positivo y un medidor de vértice colocados en la línea flujo de petróleo. El caudal de gas se mide usando un medidor con orificio, bajo el principio de presión diferencial, colocado en la línea de salida de gas. Los caudales de agua se miden con un medidor de desplazamiento positivo, idéntico al medidor de desplazamiento positivo utilizado en la línea de crudo. El factor de encogimiento, medido con un probador de encogimiento, representa un factor de corrección usado en los cálculos de volumen de aceite.

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Medidores de crudo La salida de crudo está equipada con 2 medidores en paralelo, de tal modo que es posible medir un rango amplio de caudales. Un solo medidor no puede medir con precisión el rango entero de caudales (bajo y alto). Se usa un solo medidor a la vez y su elección depende del caudal. Caudales bajo y medio se miden con el medidor de desplazamiento positivo FLOCO, mientras que caudales altos se miden con el medidor de vértice ROTRON. El medidor de desplazamiento positivo mide el caudal de líquido que lo atraviesa al dividir el líquido en segmentos y contándolos. El líquido que entra al medidor golpea el puente, los sellos del puente impiden que el líquido se devuelva hacia la entrada. El movimiento del rotor esta transferido a un registrador con un acople magnético. Los separadores utilizados para las pruebas de pozos están equipados normalmente con un medidor de desplazamiento positivo de 2 pulgadas que puede medir caudales de 100 a 2200 bopd. El medidor de vértice ROTRON consiste en un cuerpo montado con una cámara excéntrica y un rotor colocado transversalmente a las venas de fluido. Cuando el líquido fluye a través del medidor, se crea un vértice en la cámara. La velocidad de rotación del vértice líquido es proporcional al caudal. El movimiento del rotor se transfiere a un registrador mediante un acople magnético. El rango de medición oscila entre 2000 a 17000 bbls.

Fig. 52 Medidores de Crudo Floco/Rotron

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Los separadores pueden ser equipados con medidores de vértice de 2 o 3 pulg. Para este tipo de medidor, el caudal depende del tamaño del medidor, pero también del tipo de rodamiento que se usa, tal como se indica en la siguiente tabla "Vortex Meters and Flow Rates"

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Medidor de Gas Antes de salir del separador, el caudal de gas se mide usando un tipo de medidor diferencial llamado medidor de orificio. Se coloca un orificio calibrado en la vena de fluido con el fin de crear una pequeña caída de presión a través de ese orificio. La presión upstream y downstream de la placa orificio, la temperatura del gas y su gravedad específica se usan para calcular el caudal de gas. Al principio del flujo, el caudal se desconoce. Durante la prueba, el caudal puede cambiar; por eso se utilizan placas-orificios de diferentes tamaños. Es importante tener un dispositivo que permita el cambio de orificio sin interrumpir el flujo de gas. Para obtener mediciones precisas, el fluido debe tener ciertas características aerodinámicas antes de alcanzar el medidor. Una sección recta suficientemente amplia y unos tubos colocados dentro de la tubería reducen las turbulencias creadas por los codos en la línea de gas.

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Fig. 53 Straightening Vanes

Para registrar la presión diferencial, un instrumento llamado registrador de presión diferencial se utiliza. La entrada de presión alta se conecta a la parte upstream del orificio, mientras la entrada de baja presión se conecta a la parte downstream del orificio. La presión diferencial a través del orificio se transmite a una celda cuya deformación se traduce en un movimiento de rotación de un eje. Este movimiento es amplificado mecánicamente y grabado por una pluma sobre una carta graduada. La carta gira bajo la acción de un reloj y la presión diferencial se registra en función del tiempo. La misma carta registra presión estática y temperatura.

Gas Scrubbers La línea de gas del separador suministra el gas usado para operar el registrador de presión diferencial. Ese gas esta filtrado en ambas líneas de alta y baja presión, por “scrubbers”. Su propósito es de detener impurezas, aceite y emulsión. Antes de alcanzar el registrador, otro set de scrubbers actúa como un amortiguador. En caso de que el gas contenga H2S ó CO2, los scrubbers superiores contienen aceite hidráulico o diesel para impedir el contacto directo del gas con el registrador.

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Válvulas La figura 54 muestra un sistema típico de separador con las válvulas usadas para aislar los componentes cuando no están en uso. Manifold de Bypass El manifold de bypass entre la entrada del manifold y las salidas de gas y crudo permite dirigir el efluente sin pasar a través del separador. Se utiliza cuando el efluente no necesita ser separado o cuando se dirige a otro separador o tanque. También existe una línea e by-pass para los medidores de crudo. Puntos de muestreo Las líneas de agua, gas y aceite tienen puntos de muestreo con sus válvulas de aislamiento. También pueden ser usados esos puntos para colocar registradores de temperatura y presión.

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Fig. 54 Sistema de Líneas del Separador

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Seguridad La lista siguiente constituye unas consideraciones claves de seguridad para separadores: • • • • • • • •

Distribuidores de Petróleo y Gas (Gas/Oil Manifold)

El petróleo producido por el separador puede ser dirigido a través de un distribuidor o múltiple de petróleo hacia el tanque de medición, el tanque de surgencia, la línea de flujo de producción o el quemador dependiendo de las circunstancias de la prueba. El distribuidor usualmente tiene cinco válvulas de esfera de 2 pulgadas. Desde el tanque de medición, el flujo se conduce hacia el distribuidor por medio de una bomba de transferencia. La bomba aumenta la presión para que el flujo pueda llegar hasta un quemador o sea reinyectado en una línea de flujo. Si se usa un tanque de surgencia, el distribuidor de petróleo sirve para el mismo propósito. En efecto, el distribuidor dirige el flujo desde el separador sin interrupción hasta el quemador o la línea de flujo. Para pruebas en áreas marinas, se suelen usar dos quemadores para soportar las pruebas continuas sin importar la dirección predominante del viento. El distribuidor de petróleo puede dirigir el flujo hacia el quemador de babor o hacia el de estribor sin detener la prueba si el viento tiene direcciones indeseables. El distribuidor de gas cumple las mismas funciones. El gas del separador se dirige a través del distribuidor de gas a uno de los quemadores dependiendo de la dirección del viento durante la prueba. Distribuidor de Petróleo (Oil Manifold) El distribuidor de petróleo montado sobre patín (Fig. 55 y Tabla 14) está dotado de cinco válvulas. El petróleo es dirigido a través de las válvulas del distribuidor hacia uno de los tres componentes de la prueba, como se ilustra en la Fig. 56: • • •

Quemador de estribor Quemador de babor Tanque de almacenamiento.

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3.3.9

Después de cada trabajo, el separador debe ser lavado cuidadosamente para prevenir la corrosión debida a los efluentes del pozo. Para impedir el cierre accidental del suministro de aire a las válvulas, manténganlas abiertas mecánicamente. Para asegurar una operación normal de las válvulas de seguridad, asegúrese que la válvula check no tiene fuga. Para detectar cualquier fuga que podría afectar la operación normal de la válvula de seguridad, mantenga la válvula de aguja en posición abierta. Esa válvula se coloca entre la válvula de seguridad y la válvula check. Se recomienda que aire comprimido alimente los instrumentos del separador. Si no hay aire comprimido, se puede usar gas del separador pero no si hay H2S. Asegúrese que los puntos de levantamiento están en perfectas condiciones, especialmente los puntos de soldadura. Durante transportación, remover los flotadores para que no se caigan dentro del separador. Controle que la fecha del certificado oficial es válida. Como todos recipientes sometidos a presión, los separadores requieren una certificación periódica.

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Fig. 55 Oil Manifold

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Fig. 56 Representación Esquemática del Oil Manifold

Tabla 14. Especificaciones del Oil Manifold

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Distribuidor de Gas (Gas Manifold) El distribuidor de gas (Fig. 57 y Tabla 15) dirige el gas producido desde el separador hacia el quemador de babor o de estribor en función de la dirección del viento (Fig. 58). Consta de un conjunto montado en patín con dos válvulas de bola.

Fig. 58 Representación Esquemática de Gas Manifold

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Fig. 57 Gas Manifold

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Tabla 15. Especificaciones del Gas Manifold

3.3.10 Tanques (Gauge Tank/Surge Tank)

Tanque de Surgencia (Surge Tank) El tanque de surgencia es un recipiente presurizado que se usa para medir las velocidades de flujo del líquido y obtener una medición exacta del encogimiento y el factor de medición (Figs. 59 y 60). Los dos tipos de tanques de surgencia son: • •

Tanque con un solo compartimiento Tanque con doble compartimiento, que permite que un compartimiento se evacue con una bomba de transferencia mientras que el otro se está llenando.

Ambos tipos de tanques de surgencia cuentan con una válvula automática de control de presión en la salida de la línea de gas, a fin de mantener una contrapresión (hasta la presión máxima de trabajo) de 50 psi para los tanques con compartimiento único y de 150 psi para los tanques con compartimientos dobles. El cambio en el volumen se infiere de un indicador de nivel en base a las dimensiones físicas del tanque de surgencia. Existen alarmas de alto y bajo nivel para advertir cuando se ha de detener la calibración. Para mayor seguridad se incluye una válvula de alivio en caso de que el tanque sufra una sobrepresión accidental por encima de su presión máxima de trabajo. El tanque de surgencia tiene una conexión a tierra para conducir cualquier descarga estática. Con el tanque de surgencia se tiene que usar una línea separada de desfogue de gas, equipada con protector contra chispas, que va al quemador. El tanque no

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El tanque de medición y el de surgencia forman parte de uno de los métodos utilizados para medir la velocidad de flujo del líquido desde el separador. También se puede usar un tanque de surgencia como separador de segunda etapa. El uso del tanque de surgencias es obligatorio para operaciones marinas y siempre que haya presencia de H2S. Un tanque de medición atmosférico determina con exactitud el factor de encogimiento midiendo el cambio en el volumen de petróleo a presión atmosférica en un gran volumen; lo mismo sería aplicable a un tanque de surgencia que operase a presión atmosférica.

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puede estar conectado directamente a la salida de gas del separador porque la presión podría ejercer una contrapresión sobre el tanque de surgencia.

Fig. 60 Vista Lateral, Frontal, Superior

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Fig. 59 Surge Tank

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Tabla 16. Especificaciones del Surge Tank (Un compartimiento)

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Tabla 17. Especificaciones del Surge Tank (Dos compartimientos)

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Componentes del Surge Tank

Válvulas de Seguridad La válvula esta colocada en la parte superior del tanque. Es del mismo tipo que las que se usan para un separador. Abre cuando la presión en el tanque supera la presión de trabajo del tanque. La salida esta conectada a una línea de venteo separada o colectiva. La válvula de relieve tiene un sello que impide que los fluidos de descarga entren en la parte superior de la válvula que esta expuesta a la presión atmosférica. Los bellows tienen un área equivalente a la del asiento de la válvula, de tal modo que cualquier back-pressure en la salida de la válvula no tendrá efecto sobre el valor de apertura. El termino “set pressure” es el valor de la presión al cual usted desea que se abra la válvula de descarga.

Visores El sight glass es un indicador de nivel visual colocado en frente de una escala graduada para anotar los cambios de nivel. Este dispositivo compone un vidrio transparente colocado en una cámara de acero para aguantar la presión interna del tanque. En caso de ruptura, el vidrio de seguridad esta equipado con válvulas de seguridad que impiden que el fluido dentro del surge tank se escape. La válvula de seguridad trabaja con el principio de una bola que automáticamente aísla el tanque del visor bajo la presión diferencial entre el tanque y la atmósfera. Después de haber cambiado el vidrio, las bolas beben ser empujadas hacia adentro en sus ranuras, de tal modo que puedan aislar el separador de nuevo, en caso que ocurra otra falla. Se usa una punta para empujar la bola, moviendo la palanca más o menos un cuarto de vuelta. Cuando la bola esta en su posición, girar la palanca en sentido contrario para colocar la punta en su posición original.

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Fig. 61 Válvulas de Seguridad

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Fig. 62 Visores

Alarma de Nivel

Línea de Venteo de Gas El surge tank tiene una línea de venteo, que permite al gas escaparse del tanque. La línea de venteo del gas debe ser independiente de la línea de venteo del separador. Si ambas líneas estas conectadas la presión proveniente del separador creará un back pressure que será mayor a la presión de trabajo del tanque. Flame Arrestor El propósito de aquel dispositivo, montado sobre la línea de venteo de gas, es de detener la propagación de un fuego dentro del tanque. Contienen lana de acero que actúa como filtro para asegurarse que el crudo sea atrapado, y no sea expulsado con el gas.

Fig. 63 Flame Arrestor

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Este sistema consta de un sistema de alarma de alto y bajo nivel. Posee una corneta que emite un fuerte sonido cuando se presenta algunos de los dos casos. Cuando la alarma se activa, el nivel de líquido debe ser ajustado manualmente.

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Válvulas Mariposa (Butterfly Valves) Entrada y salida del tanque tienen este tipo de válvula de abertura rápida (1/4 de vuelta).

Grounding Strap El tanque se conecta a tierra, para descargar la electricidad estática y evitar la formación de un “flash”. La fricción de los fluidos en tubería y tanque durante mucho tiempo puede “cargar” el metal de electricidad (o el viento con arena). Válvulas de Control Automático (Automatic Control Valve) El propósito de la válvula ACV en la línea de gas es de mantener y regular la presión a dentro del Surge Tank. Esta presión se necesita al usar el tanque como separador de segunda etapa y, según el tipo de bomba de transferencia usado. La ACV se regula al cambiar el diámetro de la línea en respuesta a una señal recibida del controlador. El controlador reacciona a cualquier variación de la presión de tanque. Cuando la presión sube, el controlador abre la válvula y la presión baja.

Fig. 64 Válvula de Control Automático

Válvula Check Esa válvula se coloca en la línea de salida de gas, después de la válvula automática ACV. Está cerrada cuando el Surge Tank no tiene presión interna. Esa válvula impide cualquier Back Pressure de entrar en el tanque provocando un incremento de su presión interna por encima de su presión máxima de trabajo.

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Cuando la presión baja, el controlador cierra la válvula. Una vez que se ha fijado manualmente la presión en el controlador de presión, la presión del tanque se mantiene cerca de este valor. Por razones de seguridad, la ACV es “normalmente abierta”. Si por alguna razón el suministro de aire a la válvula es cortado, el tanque no será sobre-presurizado.

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Tanque de Calibración (Gauge Tank) El tanque de medición (Fig. 65 y Tabla 28) es un tanque no presurizado que se usa para medir velocidades bajas de flujo o para calibrar medidores de inferencia o de desplazamiento positivo. Posee dos compartimentos, uno de los cuales puede vaciarse con la bomba de transferencia, mientras que el otro se está llenando. Se usa un visor de nivel para calcular el cambio de volumen en base a las dimensiones físicas del tanque. Las características de seguridad comprenden protectores contra llama en todos los desfogues del tanque de medición y una escotilla por si el recipiente sufre una sobrepresión accidental. Una conexión a tierra pegada al tanque impide la acumulación de carga estática. El tanque de medición no se puede usar cuando hay presencia de H2S en el efluente porque el gas liberado del tanque se desfoga hacia la atmósfera, donde podría suponer un peligro para el personal.

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Fig. 65 Gauge Tank

Fig. 66 Vista Frontal y Superior Gauge Tank

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Tabla 18. Especificaciones del Gauge Tank

Componentes del Gauge Tank Escotilla de Seguridad (Safety Seams)

Visores Son tubos de plástico transparente localizados de un lado del tanque, y permiten el monitoreo del nivel en el tanque. Una escala graduada detrás del visor permite lecturas de nivel y cálculos de caudales. Apertura para medición anual Localizadas sobre el techo del tanque, permiten medir el tanque en ambos compartimiento con una varilla graduada (o cinta métrica), cuando el visor no se puede usar (roto, tapado, crudo pesado, etc) Visor adicional (liquid level) Esos visores (liquid levels) están localizados abajo del tanque y permite ver la cantidad de agua y sedimentos en el tanque. No se desea acumulación de sólidos, pero es una información importante. Líneas de venteo El tanque tiene una salida por compartimento. Permiten al gas escaparse del tanque, están hechas de plástico flexible que permite alejar la salida de gas de la zona de trabajo cuando no hay línea de colección para todas las salidas de tanques. Flame Arrestors El propósito de aquel dispositivo, montado sobre las líneas de venteo de gas, es de detener la propagación de un fuego dentro del tanque. Contienen lana de acero que actúa como filtro para asegurarse de que ningún aceite este llevado con el gas.

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Están localizadas sobre el techo del tanque y se componen de placas de metal unidas con remaches. En caso que el tanque este sometido a una sobrepresión accidental, los remaches se romperían y el techo se abriría de inmediato para aliviar la presión

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Fig. 67 Flame Arrestor

Válvulas Mariposa Entrada y salida del tanque tienen este tipo de válvula de abertura rápida (1/4 de vuelta).

Cada compartimiento tiene una tapa movible, que permite inspector y limpiar el tanque. Puesta a Tierra El tanque se conecta a tierra, para descargar la electricidad estática y evitar la formación de un “flash”. La fricción de los fluidos en tubería y tanque durante mucho tiempo puede “cargar” el metal de electricidad (o el viento con arena). Calibración de medidores Consideraciones técnicas y económicas relacionadas con el desarrollo de un reservorio pueden depender de la exactitud con la que se ha medido el caudal de crudo. Caudales incorrectos podrían llevar un cliente a tomar decisiones erróneas, con consecuencias financieras muy importantes. Como se explicó en la introducción, los medidores no tienen una exactitud de 100%. Es importante chequear su grado de precisión. Un método simple consiste en bombear agua a través de un medidor hacia un tanque de dimensiones conocidas. Un factor de corrección, llamado meter factor (f) se obtiene al dividir el volumen de agua en el tanque por el volumen leído sobre el medidor.

Los medidores en la línea de flujo operan bajo presión. Las burbujas de gas en el crudo alteran el valor real del volumen de crudo leído en los medidores. Para corregirlo, se compara el volumen “medido” con volumen “real” calculado en el tanque y se obtiene un factor de corrección que se conoce como un factor combinado de medición y de encogimiento. Lo siguientes pasos se deben tomar en cuenta para utilizar el tanque de un modo preciso y seguro con el propósito de calcular el factor de corrección volumétrico: 1. Leer el nivel inicial de líquido en el tanque.

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Compuerta de Inspección

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2. Alinear el flujo al tanque y tomar una lectura el medidor al mismo momento; anotar el tiempo exacto. Esos datos sirven de referencia. 3. Confirmar que el nivel en el tanque esta subiendo. 4. Chequear que la presión no se esta acumulando en el tanque. 5. Controlar con frecuencia la salida de las líneas de venteo. 6. Alinear otro compartimento o otro tanque y, al mismo tiempo, leer el valor del medidor y el tiempo. 7. Antes de tomar la lectura final del tanque, esperar que todo el gas haya escapado del crudo. El factor de corrección de volumen es simplemente la relación entre el volumen en el tanque y el volumen registrado por el medidor. Cuando se toma la lectura final al tanque, también se anota la temperatura. Se aplica un factor de corrección por temperatura, que permite calcular el caudal a condiciones estándar: presión atmosférica (14.73 psia) y 60 Grad F.

3.3.11 Bombas de Transferencia/Bombas Texsteam

Bombas de Desplazamiento Positivo Utilizan un pistón en movimiento y una bomba con 1) un “plunger”reciprocante, o 2) un diafragma o 3) un rotor para mover un volumen de fluido fijo por cada revolución de la bomba.

Bombas Rotativas Son bombas de desplazamiento positivo que funcionan al girar un elemento dentro de una cámara de tal manera que su rotación mueve el aceite a través de la bomba.

1. Tipo Engranaje (Gear-Type Transfer Pump) Un motor eléctrico o diesel energiza el rotor que da movimiento al “idler” (figura 68). Los engrenajes del rotor y del idler toman el fluido de succión y lo forzan el la salida en un flujo continuo.

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Se usa una bomba de transferencia conectada a la salida del tanque de medición para vaciar uno de los compartimentos del tanque mientras que el otro se está llenando. Casi todas las bombas son eléctricas, pero también hay disponibles bombas con motor diesel. Para a inyectar el petróleo del separador a una línea de flujo existente, se usa una bomba de transferencia de alta capacidad y alta presión. Otro uso de las bombas de transferencia es para incrementar la presión cuando ésta es insuficiente para alcanzar el proceso de atomización en el quemador.

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Fig. 68 Bombas Tipo Engranaje

Tabla 19. Especificaciones Bombas Tipo Engranaje

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2. Tipo Tornillo (Screw-Type Transfer Pump)

La bomba en la figura 69 se llama usualmente “de tornillo. Puede parecer complejo, pero el principio de operación es muy simple. El rotor y el stator de hule son los componentes claves. El rotor es una hélice de sección redonda maquinada en un acero muy resistente.

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El estator de hule es una hélice de paso doble interno moldeado en elastómero muy resistente a la abrasión, que esta pegado permanentemente en un tubo de acero. A medida que el rotor gira en el estator, el aceite se mueve desde la succión de la bomba hacia el puerto de salida. Un buen sello entre las hélices del rotor y del estator permite que el fluido se mueva de manera continua, con un caudal proporcional a la velocidad de rotación de la bomba. La bomba siempre debe estar llena antes de ser arrancada. La bomba de la figura 70 esta equipada con un by-pass. Una válvula esta incorporada a la intersección de la línea de by-pass y la de descarga. Antes de arrancar la bomba, la línea de descarga esta cerrada y la válvula orientada de tal manera que el fluido puede solamente circular a través de la bomba. Eso no asegura que la bomba estará llena de fluido antes de ser arrancada. Cuando la bomba esta llena, la válvula de by-pass se gira de ¼ de vuelta, abriendo la línea de descarga y cerrando la línea de by-pass. Justo antes de cerrar la bomba, se gira la válvula a su posición original para que el fluido pueda circular a través de la bomba.

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Fig. 69 Bombas Tipo Tornillo

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Fig. 70 Esquema Bomba Tipo Tornillo

Tabla 20. Especificaciones Bombas Tipo Tornillo

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Válvula de Seguridad Al girar, ambos tipos de bombas envían el líquido a la salida. Si la línea de descarga se bloquea o esta cerrada, la presión incrementa hasta que el motor se detenga, que la bomba se rompa o que la línea de descarga estalle. Para evitar esos problemas, las bombas incorporan una válvula de seguridad que evita el incremento de presión. La figura 71 ilustra una válvula de relieve típica montada sobre una bomba de transferencia. El resorte mantiene el “poppet” contra su asiento en el cuerpo de la válvula, con una fuerza determinada por el tamaño del resorte y por cuanto se ha comprimido este resorte al ajustar la tuerca. Cuando la fuerza aplicada por el fluido contra el “poppet” es mayor que la fuerza del resorte, el “poppet” se mueve y el líquido fluye a través de la válvula de relieve hacia la succión de la bomba.

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Fig. 71 Válvulas de Seguridad

Ventajas y desventajas.

• • • •

Relativamente económicas. Trabajan bien en un rango amplio de caudales y viscosidad. Trabajan muy bien con fluidos de alta viscosidad. Se auto-cargan.

Algunas desventajas: • •

Los intervalos reducidos y el tipo de sello entre la partes en movimiento de la bomba limitan la variedad de los materiales de construcción. Esas bombas sirven para crudo, pero no para agua, porque requieren una constante lubricación, lo que el agua no proporciona.

3. Bombas Centrífugas

Una bomba centrífuga contiene una rueda central en rotación (llamado un “impeller”) que utiliza la fuerza centrífuga para proporcionar una velocidad muy alta al líquido y convertir la mayor parte de aquella velocidad en presión. Ese tipo de bomba puede descargar fluidos a alta presión y velocidades de rotación también altas (típicamente 3,500 rpm). Las bombas centrífugas pueden ser de flujo radial, axial o una combinación de ambos. El flujo en un modelo axial es paralelo al eje del árbol de la bomba, mientras en un modelo radial, el flujo entra en el centro de la rueda y es propulsado radialmente hacia la salida.

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Algunas ventajas:

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Fig. 72 Sistema de Operación

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Fig. 73 Vista Frontal, Lateral y Superior

La figura 72 muestra los 2 componentes principales de una bomba centrífuga axial: el impulsor y el volute. El impulsor le da la velocidad al líquido, y el volute forza el líquido hacia la descarga de la bomba. El espacio entre el propulsor y el “volute” debe ser mínimo en la parte superior notada como “cut water”. El impulsor da velocidad, pero no maneja volúmenes.

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Tabla 21. Especificaciones Bombas Centrifugas

4. Bomba Radial

La bomba dibujada en la figura 75 esta equipada con una válvula de bola, montada en una línea de bypass. La bomba centrífuga requiere mucha potencia al arrancar. Si todo el fluido pasa por la bomba, necesitara aun más potencia. La válvula permite desviar una parte del fluido, facilitando el arranque de la bomba y prevenir una eventual sobre-carga. Cuando el motor ha alcanzado una velocidad normal, la válvula de by-pass puede ser gradualmente cerrada para desviar todo el flujo a través de la bomba. La válvula puede también ser usada para controlar y ajustar el caudal.

Fig. 74 Bomba Radial

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Una bomba de flujo radial pertenece a la misma categoría de bomba centrífuga. En la figura 74, observe que, debido a la rotación del árbol, el flujo esta llevado hacia el centro de la rueda y propulsado radialmente al exterior en la descarga de la bomba. De igual manera que la bomba axial, impulsa velocidad sin manejar volúmenes.

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Fig. 75 Representación Esquemática

Dependiendo de la capacidad (caudal) de la bomba, la configuración de la tubería y de las válvulas montadas sobre la bomba cambiaran de una instalación a la otra. Algunas, por ejemplo, pueden operar manualmente o automáticamente. Algunas bombas centrífugas se montan con una válvula check en la línea de descargar, con el fin de impedir un retorno de fluido hacia la bomba.

Ventajas y Desventajas

• • • •

Construcciones simples y silenciosas. Ocupan poco espacio por una capacidad alta. Pueden manejar fluidos un poco “cargados” de sólidos y partículas finas. Requieren poco mantenimiento.

Algunas desventajas: • • • •

La presión de descarga no llega a valores tan altas como las bombas de desplazamiento reciprocante. Eficiencia es una función del caudal y de la presión. Las bombas se diseñan para condiciones específicas. Son menos eficientes que las bombas de desplazamiento positivo Se requiere mucha potencia eléctrica para operarlas.

5. Bombas Texteam Utiliza gas o aire como “motor” y se usa para inyectar químicos de manera continua. En la figura 76 la energía motriz (máx. 50 psi) entra a través de la válvula maestra hasta el actuador de diafragma. Al incrementar, la presión mueve una varilla que a su vez fuerza un pistón dentro de la cabeza de inyección. Eso expulsa el producto químico a la línea de descarga. Al final de su recorrido, una palanca dispara una válvula piloto a su posición que permite al aire entrar en la parte baja de la válvula maestra. La entrada de la válvula maestra se cierra y el aire acumulado contra el diafragma esta desfogado a la atmósfera.

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Algunas ventajas de las centrífugas:

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Fig. 76 Bomba Texsteam

Capacidad El caudal de suministro de aire y el diámetro de pistón controlan el caudal de inyección (y la presión). Se puede variar entre 5 y 75 golpes por minuto, mientras la presión de salida depende del diámetro del inyector (pistón). La tabla siguiente indica las características de diferentes inyectores: Tabla 22. Especificaciones Bombas Texsteam Modelo 5002 5003 5005 5004 5006 5007

Diámetro del Inyector 1/4 in. 3/8 in. 1/2 in. 3/4 in. 1 in. 1-1/4 in.

Máx. Presión de Descarga 20,000 psi 20,000 psi 12,000 psi 5,000 psi 3,000 psi 2,000 psi

Máx. Volumen Intermitente 20 GPD 56 GPD 105 GPD 190 GPD 400 GPD 625 GPD

Máx. Volumen Contínuo 16 GPD 43 GPD 85 GPD 160 GPD 320 GPD 500 GPD

La Texsteam pump (figura 76) es una bomba muy confiable si se utiliza con cuidado. Opera en un rango muy amplio de presiones y caudales. Como utiliza aire como fuerza motriz, no requiere mucho mantenimiento específico. Una desventaja: si se quiere operar a caudales muy bajo, a veces se queda pegado el inyector.

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En la otra cara del diafragma esta colocado un resorte que devuelve el sistema a su posición original. Eso provoca el cierre de la válvula check en la línea de descarga y la abertura de la válvula check en la línea de alimentación; una carga de producto químico invade la cabeza de la bomba. Cuando la varilla llega al final de su recorrido de retorno, la palanca dispara de nuevo la válvula de piloto y esta vez, es el aire de la parte baja de la válvula maestra que se desfoga a la atmósfera. La válvula cierra y la entrada se abre de nuevo. La presión incrementa y el ciclo recomienza.

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Fig. 77 Representación Esquemática del Inyector

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Fig. 78 Grafico de Desempeño de la Bomba Texsteam

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Seguridad Es importante recordar que cada tipo de bomba tiene puntos de seguridad bien específicos, por lo tanto se requiere consultar los manuales del fabricante. Algunas consideraciones de seguridad que uno debe observar cuando maneja bombas de transferencia se detallan a continuación: • • • • • • • • • • •

• • • • • •

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•

PPE apropiado cuando se lleva a cabo mantenimiento y/o reparaciones (También data sheets de los químicos) Recordar como tener acceso y operar la ducha de emergencia. Chequear con frecuencia la calibración de las válvulas de seguridad. Salida bien orientada. Válvulas check colocadas en sitios claves del proceso. Solamente personal capacitado puede operar las bombas. Para prevenir choques eléctricos, la caja eléctrica de arranque debe estar cerrada al encender o apagar la bomba. Conexión a tierra debe ser adecuada. Cables eléctricos, bujías y enchufes en buenas condiciones. Cortador de circuito (circuit breaker) mandatorio: la bomba requiere mucha potencia. Si se ha cambiado el voltaje de la bomba, verifique que la bomba gira en el buen sentido. Cuando la bomba esta en rotación, nunca trate de hacer ajustes o reparaciones; apáguela primero. Averigue que la válvula de succión esté abierta antes de arrancar la bomba. Operar la bomba sin líquido la destruiría. Al arrancar la bomba, asegúrese que está girando en una buena dirección. En el cuerpo de la bomba encontrará una flecha que indica la buena dirección. Para estar seguro que la succión de la bomba este siempre sumergida, coloque el tanque a una altura suficiente. Utilice manómetros colocados sobre la succión y la descarga para verificar fácilmente que la bomba anda de manera correcta. Inmediatamente después de arrancar la bomba, purgar cualquier aire o vapor que pudiese estar atrapado en el cuerpo de la bomba. Si no hay descarga después de 30 segundos, apague la bomba y procede a vuelva a encender, siguiendo paso a paso los procedimientos de arranque. Verifique que la succión y la presión de descargue están dentro del rango de presión especificado por el constructor. No aplique presiones superiores a las que se necesitan para una operación eficiente.

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3.3.12 Quemadores y Barras de Extensión Los quemadores están diseñados para disponer eficientemente, en la superficie, del petróleo producido durante pruebas en áreas marinas, con lo que se evitan los problemas relacionados con el almacenamiento de petróleo y la contaminación ambiental. A fin de limitar la radiación por calor sobre los equipos de perforación y/o prueba, los quemadores se instalan sobre extensores de 60 a 85 pies [18 a 26m] de longitud para mantenerlos a una distancia segura del equipo. Aplicaciones Los quemadores y extensores se usan para las siguientes aplicaciones: • • • • • •

Realización de pruebas de pozos en tierra y en áreas marinas Limpieza de pozos Eliminación de desechos Eliminación de lodo a base de petróleo Eliminación de espuma durante trabajos de estimulación Seguridad en equipos de perforación en caso de una manifestación.

Algunas aplicaciones poco usuales para los quemadores incluyen el quemado de petróleo de alta viscosidad de un buque cisterna hundido o para quemar la emulsión de petróleo recogida de las playas después de un derrame.

Los quemadores tienen las siguientes características y beneficios: • • • • • • •

Se usan diferentes tipos de quemadores para quemar petróleo, lodo mezclado con petróleo o espuma. Los quemadores de petróleo tienen una o más cabezas de combustión para dar cabida a las velocidades de flujo esperadas. Los atomizadores fraccionan el efluente en gotas muy finas para un quemado más eficiente. Las luces piloto se operan a control remoto. Las cabezas se orientan de forma manual o neumática, dependiendo de la dirección del viento. Los quemadores de la serie Green Dragon poseen un anillo de agua en cada cabeza de combustión que atomiza agua en la llama, para mejorar la combustión y reducir la radiación por calor. Los extensores tienen las siguientes características principales: 1. 2. 3. 4.

Diseño modular y disponibles en dos longitudes Permiten el acceso a los quemadores Se pueden orientar horizontal o verticalmente Contienen todos los tubos necesarios para los quemadores.

El uso de quemadores ha sido fundamental en el desarrollo de pruebas extensivas de pozos en áreas marinas. Antes de la introducción de los quemadores, la mayoría de las pruebas efectuadas en áreas marinas requerían de costosas instalaciones de almacenamiento para contener el petróleo. Por lo tanto, por razones técnicas y de seguridad, sólo se podían producir pequeñas cantidades de petróleo, lo cual limitaba el área de investigación y la información que se podía obtener sobre el pozo durante una prueba. Los quemadores eliminan el petróleo de una manera más segura y amigable con el medio ambiente, razón por la cual cada vez se usan con mayor frecuencia también en pruebas en tierra.

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Beneficios y Características

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Operación A fin de quemar de forma eficiente el efluente proveniente del pozo sin producir partículas no quemadas y humo, hay que reducir el fluido del pozo a gotas muy finas. Este proceso, denominado atomización, se logra utilizando: • •

La energía resultante de la presión del efluente del pozo Añadiéndole energía adicional (aire a presión) para mejorar el proceso.

Este proceso mecánico y neumático se lleva a cabo en el atomizador. El quemado eficiente suele demandar variaciones en las presiones y velocidades de flujo del aire, del agua y del petróleo, para que la llama no produzca cantidades excesivas de humo negro (demasiado rico en petróleo) o humo blanco (demasiado rico en agua). El tamaño de las boquillas de aire y petróleo también juega un papel crucial en el proceso de quemado. En general, una boquilla pequeña ayuda en el proceso de atomización, pero también crea una contrapresión más grande, lo cual limita la velocidad de flujo a través del quemador. Se usan diagramas basados en la velocidad de flujo para seleccionar las boquillas del tamaño óptimo.

Quemador Evergreen

Fig. 79 Quemador EverGreen

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Sistema de 12 boquillas en una sola cabeza que logra eficientemente la atomización neumática y una mejor inducción de aire (Fig. 61 y Tabla 32). No se necesita inyectar agua en la llama (Fig. 79).

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Fig. 80 Vista Esquemática de la Boquilla

Tabla 23. Especificaciones Quemador Ever Green

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La ventaja clave del uso del quemador EverGreen es que opera sin humo y sin precipitación para un impacto ambiental mínimo y un quemado eficiente de todos los tipos de petróleo, incluidos los crudos muy pesados. El quemador EverGreen está equipado con dos pilotos de gas, un sistema de ignición en el frente del marco, y una pantalla de agua. El montaje con capacidad de rotación de 180° hace que las boquillas sean de fácil acceso para el mantenimiento.

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Quemador Green Dragon de Alta Eficiencia El quemador Green Dragon de alta eficiencia de tres cabezas (Fig. 81, 82 y Tabla 24) permite la limpia eliminación del petróleo producido durante la realización de pruebas de pozos. Consta de lo siguiente: • • • •

Activadores neumáticos sobre las válvulas de petróleo y agua Panel de control neumático para quemado de alta eficiencia y control de rotación Sistema de rotación y distribuidor con unión giratoria Luz del piloto de gas e ignición eléctrica.

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Fig. 81 Quemador Green Dragon de Tres Cabezas

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Tabla 24. Especificaciones Quemador Green Dragon

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Fig. 82 Representación Esquemática del Green Gragon de Tres Cabezas

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Barras de Extensión (Booms) A fin de reducir la radiación de calor y el riesgo de incendio, el quemador se monta sobre un extensor para mantenerlo alejado del equipo de perforación. El extensor suele estar hecho con dos secciones livianas, que proveen una longitud de 60 pies. La longitud del extensor se puede alargar hasta 85 pies añadiéndole una sección intermedia. El diseño estructural del extensor provee acceso al quemador y contiene tubos para suministrarle aire, agua, petróleo y gas propano al quemador. El extensor también incluye un tubo para llama de gas. La línea de agua está dotada de un filtro para evitar que las boquillas de agua se tapen con residuos. El extensor se monta sobre el equipo de perforación con una placa basal giratoria y cables (Fig. 83). Los cables horizontales se usan para orientar el extensor y los verticales fijos a la estructura del aparejo (poste maestro) sostienen el extensor. La placa de base giratoria permite movimientos horizontales y verticales para facilitar la orientación del extensor. El eje del extensor debe situarse ligeramente por encima del eje horizontal para que el petróleo que queda en la tubería del extensor después de las operaciones de quemado no se escape, en especial cuando el extensor está instalado sobre un equipo de perforación flotante. Para un quemado seguro con vientos cambiantes, se suelen instalar dos extensores en costados opuestos del equipo de perforación.

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Fig. 83 Barras de Extensión (Booms)

Fig. 84 Placa Basal Giratoria

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Extensor Estándar del Quemador El extensor estándar tiene los tubos situados lateralmente al costado del extensor (Fig. 68 y Tabla 35).

Fig. 85 Extensor Estándar

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Tabla 26. Especificaciones Extensor Estándar

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Extensor del quemador para trabajo pesado Diseñado para trabajos en el Mar del Norte, el extensor de quemador para trabajo pesado (Fig. 86 y Tabla 27) puede soportar vientos de hasta de 100 mph así como condiciones de formación de hielo. Los tubos están por debajo del pasadizo.

Tabla 27. Especificaciones Extensor para Trabajo Pesado

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Fig. 86 Extensor para Trabajo Pesado

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3.3.13 Válvulas 3.3.13.1 Válvulas de Compuerta Se usan cuando un sello completo se requiere. Deben estar completamente abiertas o completamente cerradas, porque un flujo restringido podría ocasionar desgaste a nivel del asiento. Una válvula de compuerta típica se muestra en figura 87, para cortar el flujo, se gira la manilla en sentido del reloj hasta que se asiente por completo. Es buena costumbre contar la cantidad de vueltas necesarias para abrir o cerrar la válvula. De esa manera, el operador puede decir si hay alguna obstrucción y la válvula no sella correctamente.

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Fig. 87 Válvula de Compuerta

3.3.13.2 Válvulas de Bola

Válvulas de bola o tapón se usan para un cierre rápido y simple en líneas de flujo. Se operan girando la bola (o el tapón) de 90 grados. No deben ser usadas pasa regular el flujo, porque ese proporciona una erosión rápida de la válvula y daño al asiento. No podría sellar hasta ser completamente reparada. La figura 88 muestra la sección de una válvula de bola típica. Cuando la abertura de la bola esta en línea con la entrada y la salida, da paso al fluido. Al girar 90 grados, detiene el flujo. Algunas válvulas tienen un dispositivo de lubricación incorporado para un mejor sello y mejor duración de vida. Es importante no confundir con las válvulas de globo. La válvula de tapón opera como la válvula de bola; la única diferencia es su forma de cilindro en lugar de bola.

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Fig. 88 Válvula de Bola

Las válvulas de aguja se usan para controlar instrumentos o permitir desfogar una línea. Pueden aguantar presiones muy altas (20,000 psi). Cuando se usan para controlar un instrumento, se debe abrir solamente para permitir el paso de fluido y transmitir la presión al registrador. Una o dos vueltas son suficientes. La válvula funciona al empujar una “aguja” en su asiento (ver Figura 86). Cuando la aguja esta completamente en su sitio, el flujo se cierra. El caudal se puede ajustar levantando la aguja.

Fig. 89 Válvula de Aguja

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3.3.13.3 Válvulas de Aguja

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3.3.13.4 Válvulas de Globo Se usan para controlar el flujo, porque operan con seguridad al ser parcialmente abiertas. Si se requiere, proveen un buen sello también. Se usan a menudo en la línea de descarga de las bombas para suministrar una contra-presión adecuada o para choquear el flujo en la línea. Una válvula de globo típica esta ilustrada en figura 90. Cuando la manija se gira en sentido del reloj, el disco esta empujado contra su asiento, tapando el flujo. Al girar en el otro sentido, el disco se aleja de su asiento y permite el paso del flujo. La válvula se coloca en la línea de tal manera que el flujo (la presión alta) llega debajo del disco, sin que el vástago y los sellos estén siempre sometidos a la presión. La presión también ayuda la abertura de la válvula.

3.3.13.5 Válvulas de Mariposa Se usan para controlar el flujo y también para sellar, los sellos fueron diseñados y dispuestos con esa finalidad. Aplicaciones incluyen salidas de tanques y líneas de agua de baja presión. La figura 91 muestra una válvula mariposa típica. El disco gira alrededor de un eje vertical y puede alcanzar 90 grados. El disco sella contra la abertura para parar el flujo y se puede colocar en cualquier posición entre completamente abierto y completamente cerrado. Se usan en líneas de baja presión porque, cuando se cierran bajo presión, sería muy difícil abrirlas de nuevo a mano, por tener una presión diferencial muy alta a través de la válvula.

Fig. 91 Válvula de Mariposa

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Fig. 90 Válvula de Globo

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3.3.13.6 Válvulas de Seguridad (Relief Valve) Se usan para proteger sistemas de una sobre-presión o para el control de un proceso al dejar pasar un flujo cuando un cierta presión ha sido alcanzada. Una aplicación típica es la de un separador o la salida de una bomba de desplazamiento positivo. La figura 92 muestra la acción de una válvula de relieve. Un resorte mantiene el disco de la válvula en su lugar contra el asiento. La válvula entonces, no se abrirá hasta que la fuerza aplicada sobre el disco sea mayor que las que aplica el resorte. Cuando eso ocurre, el flujo puede pasar a través de la boca de salida hasta que la presión del fluido se haya reducido a un valor inferior a la presión de operación de la válvula. La fuerza del resorte soltará la válvula. La válvula de relieve opera automáticamente y se puede ajustar en la fábrica o cuando se esta usando, si es necesario.

3.3.13.7 Válvulas Check Son diseñadas para dejar pasar el flujo en una sola dirección y se colocan cuando no se desea un flujo “inverso” (por ejemplo a través de un medidor) o en la línea de descarga de una bomba centrífuga para impedir una succión inversa. El flujo a través de la válvula mantiene un disco en posición abierta como se ve en la figura 93. Si el flujo se detiene o cae tiene una presión menor a la contra-presión downstream, entonces la gravedad del disco y la contra-presión tendrán en devolver el disco contra su asiento. Las válvulas check tienen una acción automática.

Fig. 93 Válvula Check

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Fig. 92 Válvula Relief

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3.3.14 Cálculos de Petróleo y Gas 3.3.14.1 Cálculos de Petróleo En esta sección se describe como determinar las tasas de producción de petróleo utilizando el Factor de Medición Combinado (CMF). La ecuación para el cálculo de la tasa de producción de líquido es la siguiente:

Vo = Vs * CMF * K * (1 − BSW )

Ecu.1

Donde: Vo: Volumen neto de crudo a condiciones estándar en bbls Vs: Volumen de crudo medido con contador de flujo a condiciones de separador en bbls CMF: Factor de Medición Combinado K: Factor de corrección del volumen de crudo por efectos de temperatura, ver tabla #28. BSW: Porcentaje de agua y sedimentos, expresado en fracción. Para calcular el caudal se utiliza la siguiente ecuación:

Vo * 1440 t

Ecu. 2

Donde: Q= tasa de crudo en bpd Vo= volumen neto de crudo a condiciones estándar en bbls t= Intervalo de tiempo para realizar la medición en minutos. Para el cálculo del CMF se procede como se indica a continuación:

CMF =

Vt Vs

Ecu. 3

Donde: Vt= Volumen del tanque en cm. Para calcular el volumen medido en el tanque de calibración se utiliza la siguiente ecuación:

Vt = ( Nf − Ni ) × f

Ecu. 4

Donde: Ni= Nivel inicial del tanque en cm. Nf= Nivel final del tanque en cm. Esperar 15 min. mínimo antes de tomar esta medida. f= Factor del tanque de calibración. Normalmente 0,264 bbls/cm.

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Q=

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Para la obtención del factor K se debe seguir el siguiente procedimiento: 1. Se ubica en el eje de las X la temperatura del crudo al momento de determinar el CMF. 2. Se corta la línea de la gravedad específica del crudo, con el valor correspondiente al eje de las X. 3. Se lee el valor de K en el eje de las Y. Tabla 28. Tabla para el cálculo del factor K.

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3.3.14.2 Cálculos de Gas Existen diferentes procesos de Medición del Caudal de Gas en la industria petrolera, los 3 tipos de medidores más comunes son los siguientes: • • •

La unidad diferencial La unidad de cantidad discreta La unidad de flujo másico

A continuación se examinará la unidad diferencial que es la usada en nuestro campo. Hay 2 tipos principales de flujos: laminar y turbulento. Reynolds describe el flujo laminar como el flujo que pasa por una tubería y que se puede dividir en capas que se mueven de un modo paralelo una con respecto a la otra. Un flujo turbulento tiene velocidad transversal, remolinos y corrientes aleatorios. El diagrama siguiente muestra ambos tipos de flujo:

Un orificio en una tubería representa un cambio abrupto de área para el efluente y esto aumenta la turbulencia considerablemente. Así se requieren formulas que tienen en cuenta los efectos de flujo turbulento cuando el tamaño de un orificio para medir una proporción de flujo dada será calculado. Después de que el flujo ha atravesado el orificio, su velocidad disminuye y esto causa un aumento en la presión. Esto significa que alguna de la pérdida de presión se recupera. La cantidad de esta recuperación depende de la proporción del diámetro del orificio, d, al diámetro de la tubería, D. El diagrama debajo muestra un perfíl de presión en una línea a través de un orificio. Las pérdidas de presión entre los puntos A y B son debidas a la fricción en la línea. De B a E la presión sube debido entonces a la resistencia al flujo causado por el orificio. La presión luego cae rápidamente entre E y G porque la velocidad de flujo a través del orificio aumenta. De G a H ocurre la recuperación. Los puntos que C y F son donde la pérdida de presión es medida a través del orificio. La presión estática se toma también aguas abajo en el punto F.

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Fig. 94 Tipos de Flujo

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Fig. 95 Perfil de Presiones a través del orificio

D= Diámetro interno de la tubería d= Diámetro del orificio

Qg = C × Hw × Pf

Ecu. 5

C= Fu x Fb x Ftf x Fg x Fpv x Y2 Donde: Fu = Factor de conversión de unidades en las condiciones de referencia deseadas. Fb = Factor de orificio Ftf = Factor de temperatura del flujo Fg = Factor de gravedad específica Fpv = Factor de supercompresibilidad Y2 = Factor de expansión Pf = Presión de flujo (downstream) Hw = Presión diferencial

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El flujo de gas es proporcional a la raíz cuadrada de la pérdida de presión a través de un orificio y es por consiguiente determinado midiendo la pérdida de presión hw por un orificio calibrado y la presión estática Pf aguas abajo del orificio. La Hw. se mide en pulgadas de agua, la presión en psi y el caudal se calcula usando la siguiente:

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Tabla 29. Tabla para el cálculo del factor de Orificio Fb.

Diámetro orificio (d), pulg.

2.067 (3.65 lb/ft) (12.711) 28.428 50.521 79.311 115.140 158.470 210.220 271.70 345.13 433.50 (542.26)

0.250 0.375 0.500 0.625 0.750 0.875 1.000 1.125 1.250 1.375 1.500 1.625 1.750 1.875 2.000 2.125 2.250 2.375 2.500 2.625 2.750 2.875 3.000 3.125 3.250 3.375 3.500 3.625 3.750 3.875 4.000 4.250 4.500 Valores entre paréntesis corresponde a tamaño que uno debe evitar utilizar: - valor recomendado entre 0.15 y 0.70 - mejor resultado con ß entre 0.30 y 0.65

6.065 (18.97 lb/ft)

(50.178) (78.287) (112.720) (153.560) 200.850 254.56 314.72 381.37 454.57 534.38 620.88 714.19 814.41 921.71 1036.30 1158.30 1288.20 1426.00 1572.30 1727.50 1891.90 2066.1 2250.8 2446.8 2654.9 2876.0 3111.2 3361.5 3628.2 (4216.6) (4900.9)

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Diámetro interno de tubería (D), in. 3.068 (7.58 4.026 (10.79 5.761 (28.58 lb/ft) lb/ft) lb/ft) (12.705) (12.683) (28.376) (28.348) 50.292 (50.224) (50.182) 78.625 78.421 (78.296) 113.560 113.080 (112.750) 155.140 154.270 153.630 203.540 201.990 200.960 259.04 256.33 254.72 322.03 317.45 314.95 393.09 385.51 381.70 460.79 455.03 472.96 535.03 562.58 543.61 663.42 634.39 621.79 733.68 715.44 777.18 816.13 906.01 842.12 (1052.5) 960.48 924.07 (1223.2) 1089.90 1039.50 1162.60 1231.70 1387.20 1293.80 1558.20 1433.50 1746.70 1582.10 (1955.50) 1740.00 (2194.90) 1907.80 2086.4 2276.5 2479.1 2695.1 2925.7 3172.1 3435.7 3718.2 (4354.8)

Surface Well Testing

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Manual de Campo para Operadores

Tabla 30. Tabla para el cálculo del factor de Gravedad Específica Fg

0.000 1.3484 1.3363 1.3245 1.3131 1.3019 1.2910 1.2804 1.2700 1.2599 1.2500 1.2403 1.2309 1.2217 1.2127 1.2039 1.1952 1.1868 1.1785 1.1704 1.1625 1.1547 1.1471 1.1396 1.1323 1.1251 1.1180 1.1111 1.1043 1.0976 1.0911 1.0846 1.0783 1.0721 1.0660 1.0600 1.0541 1.0483 1.0426 1.0370 1.0314 1.0260 1.0206 1.0153 1.0102 1.0050 1.0000

0.002 1.3460 1.3339 1.3222 1.3108 1.2997 1.2888 1.2783 1.2680 1.2579 1.2480 1.2384 1.2290 1.2199 1.2109 1.2021 1.1935 1.1851 1.1769 1.1688 1.1609 1.1532 1.1456 1.1381 1.1308 1.1237 1.1166 1.1097 1.1030 1.0963 1.0898 1.0834 1.0771 1.0709 1.0648 1.0588 1.0529 1.0471 1.0414 1.0358 1.0303 1.0249 1.0196 1.0143 1.0091 1.0040

0.004 1.3435 1.3316 1.3199 1.3086 1.2975 1.2867 1.2762 1.2659 1.2559 1.2461 1.2365 1.2272 1.2181 1.2091 1.2004 1.1918 1.1834 1.1752 1.1672 1.1593 1.1516 1.1441 1.1366 1.1294 1.1222 1.1152 1.1084 1.1016 1.0950 1.0885 1.0821 1.0758 1.0696 1.0636 1.0576 1.0518 1.0460 1.0403 1.0347 1.0292 1.0238 1.0185 1.0132 1.0081 1.0030

0.006 1.3411 1.3292 1.3176 1.3063 1.2953 1.2846 1.2741 1.2639 1.2539 1.2442 1.2347 1.2254 1.2163 1.2074 1.1986 1.1901 1.1818 1.1736 1.1656 1.1578 1.1501 1.1426 1.1352 1.1279 1.1208 1.1139 1.1070 1.1003 1.0937 1.0872 1.0808 1.0746 1.0684 1.0624 1.0564 1.0506 1.0448 1.0392 1.0336 1.0281 1.0228 1.0174 1.0122 1.0071 1.0020

0.008 1.3387 1.3269 1.3153 1.3041 1.2932 1.2825 1.2720 1.2619 1.2520 1.2423 1.2328 1.2235 1.2145 1.2056 1.1969 1.1884 1.1802 1.1720 1.1640 1.1562 1.1486 1.1411 1.1337 1.1265 1.1194 1.1125 1.1057 1.0990 1.0924 1.0859 1.0796 1.0733 1.0672 1.0612 1.0553 1.0494 1.0437 1.0381 1.0325 1.0270 1.0217 1.0164 1.0112 1.0060 1.0010

Schlumberger Private

Gravedad especifica 0.550 0.560 0.570 0.580 0.590 0.600 0.610 0.620 0.630 0.640 0.650 0.660 0.670 0.680 0.690 0.700 0.710 0.720 0.730 0.740 0.750 0.760 0.770 0.780 0.790 0.800 0.810 0.820 0.830 0.840 0.850 0.860 0.870 0.880 0.890 0.900 0.910 0.920 0.930 0.940 0.950 0.960 0.970 0.980 0.990 1.000

Surface Well Testing

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Manual de Campo para Operadores

Tabla 31. Tabla para el cálculo del factor de conversión de unidades Fu o

o

60 F 14.73 psia 1 24 0.02832 0.67960

3

ft /hr 3 ft /D 3 m /hr 3 m /D

0C 760 mmHg a 0.9483 22.760 0.02685 0.64450

o

o

15 C 760 mmHg a 1.0004 24.009 0.02833 0.67990

15 C 750 mmHg a 1.0137 24.329 0.02870 0.68890

Tabla 32. Tabla para el cálculo del factor de temperatura de flujo

0 1.0632 1.0518 1.0408 1.0302 1.0198 1.0098 1.0000 .9905 .9813 .9723 .9636 .9551 .9469 .9388 .9309 .9233 .9158 .9085 .9014 .8944 .8876

1 1.0621 1.0507 1.0398 1.0291 1.0188 1.0088 .9990 .9896 .9804 .9715 .9628 .9543 .9460 .9380 .9302 .9226 .9151 .9078 .9007 .8938 .8870

2 1.0609 1.0496 1.0387 1.0281 1.0178 1.0078 .9981 .9887 .9795 .9706 .9619 .9535 .9452 .9372 .9294 .9218 .9143 .9071 .9000 .8931 .8863

3 1.0598 1.0485 1.0376 1.0270 1.0168 1.0068 .9971 .9877 .9786 .9697 .9610 .9526 .9444 .9364 .9286 .9210 .9136 .9064 .8993 .8924 .8856

4 1.0586 1.0474 1.0365 1.0260 1.0158 1.0058 .9962 .9896 .9777 .9688 .9602 .9518 .9436 .9356 .9279 .9203 .9128 .9056 .8986 .8917 .8849

5 1.0575 1.0463 1.0355 1.0249 1.0147 1.0048 .9952 .9859 .9768 .9680 .9594 .9510 .9428 .9349 .9271 .9195 .9121 .9049 .8979 .8910 .8843

o

0 1.0474 1.0281 0 1.0281 1.0098 .9924 .9759 .9602 .9452 .9309 .9173 .9042 .8917

-1 1.0494 1.0300 1 1.0262 1.0080 .9907 .9743 .9587 .9438 .9295 .9159 .9029 .8904

-2 1.0514 1.0319 2 1.0234 1.0062 .9890 .9727 .9571 .9423 .9281 .9146 .9016 .8892

-3 1.0534 1.0338 3 1.0225 1.0045 .9874 .9711 .9556 .9409 .9268 .9133 .9004 .8880

-4 1.0555 1.0357 4 1.0206 1.0027 .9857 .9695 .9541 .9394 .9254 .9120 .8991 .8868

-5 -6 -7 -8 -9 1.0575 1.0596 1.0616 1.0637 1.0658 1.0376 1.0396 1.0415 1.0435 1.0454 5 6 7 8 9 1.0188 1.0170 1.0152 1.0133 1.0115 1.0010 .9992 .9975 .9958 .9941 .9840 .9824 .9808 .9791 .9775 .9680 .9664 .9648 .9633 .9617 .9526 .9511 .9496 .9482 .9467 .9380 .9366 .9351 .9337 .9323 .9240 .9227 .9213 .9199 .9186 .9106 .9093 .9080 .9068 .9055 .8979 .8966 .8954 .8941 .8929 .8856 .8844 .8832 .8820 .8808

Temp. ( C) -10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

6 1.0564 1.0452 1.0344 1.0239 1.0137 1.0039 .9943 .9850 .9759 .9671 .9585 .9501 .9420 .9341 .9263 .9188 .9114 .9042 .8972 .8903 .8836

7 1.0552 1.0441 1.0333 1.0229 1.0127 1.0029 .9933 .9840 .9750 .9662 .9577 .9493 .9412 .9333 .9256 .9180 .9106 .9035 .8965 .8897 .8830

8 1.0541 1.0430 1.0323 1.0218 1.0117 1.0019 .9924 .9831 .9741 .9653 .9568 .9485 .9404 .9325 .9248 .9173 .9099 .9028 .8958 .8890 .8825

9 1.0530 1.0419 1.0312 1.0208 1.0108 1.0010 .9915 .9822 .9732 .9645 .9560 .9477 .9396 .9317 .9240 .9166 .9092 .9021 .8951 .8883 .8816

Schlumberger Private

o

Temp. ( F) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200

Surface Well Testing

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Manual de Campo para Operadores

El factor de temperatura también se puede determinar analíticamente, mediante la siguiente ecuación:

Ftf =

520 = 460 + Tf ( F )

288 . 556 273 + Tf ( C )

Ecu. 6

Donde: Tf= Temperatura actual fluyente, en Grados Fahrenheit o Celsius. Tabla 33. Tabla para el cálculo del factor de expansión Y2

hw Pfa 0.0 0.1

d D

0.1

0.2

0.3

0.4

0.45

0.50

0.52

0.54

0.56

0.58

0.60

0.61

0.62

1.0000 1.0007 1.0013 1.0020 1.0027 1.0033 1.0040 1.0047 1.0053 1.0060 1.0067 1.0074 1.0080 1.0087 1.0094 1.0100 1.0108 1.0114 1.0121 1.0128 1.0134 1.0140 1.0147 1.0154 1.0160 1.0167 1.0174 1.0183 1.0187 1.0194

1.0000 1.0007 1.0013 1.0020 1.0027 1.0033 1.0040 1.0047 1.0053 1.0060 1.0066 1.0073 1.0080 1.0087 1.0093 1.0100 1.0107 1.0114 1.0120 1.0127 1.0133 1.0140 1.0147 1.0154 1.0160 1.0167 1.0173 1.0182 1.0186 1.0194

1.0000 1.0007 1.0013 1.0020 1.0027 1.0033 1.0040 1.0047 1.0053 1.0060 1.0066 1.0073 1.0079 1.0086 1.0093 1.0099 1.0106 1.0113 1.0120 1.0126 1.0132 1.0139 1.0146 1.0153 1.0159 1.0166 1.0172 1.0181 1.0185 1.0192

1.0000 1.0006 1.0013 1.0020 1.0026 1.0032 1.0039 1.0045 1.0051 1.0058 1.0064 1.0071 1.0077 1.0084 1.0090 1.0097 1.0104 1.0110 1.0117 1.0123 1.0129 1.0136 1.0142 1.0149 1.0154 1.0162 1.0168 1.0176 1.0180 1.0187

1.0000 1.0006 1.0013 1.0019 1.0026 1.0031 1.0038 1.0044 1.0050 1.0057 1.0063 1.0069 1.0075 1.0082 1.0088 1.0094 1.0101 1.0108 1.0114 1.0120 1.0126 1.0133 1.0139 1.0146 1.0151 1.0158 1.0164 1.0172 1.0176 1.0183

1.0000 1.0006 1.0012 1.0018 1.0025 1.0030 1.0036 1.0043 1.0049 1.0055 1.0061 1.0067 1.0073 1.0080 1.0086 1.0091 1.0097 1.0104 1.110 1.0116 1.0122 1.0129 1.0135 1.0141 1.0146 1.0153 1.0159 1.0167 1.0171 1.0177

1.0000 1.0006 1.0012 1.0018 1.0024 1.0029 1.0036 1.0042 1.0048 1.0054 1.0060 1.0066 1.0072 1.0078 1.0084 1.0090 1.0097 1.0103 1.0108 1.0115 1.0121 1.0127 1.0133 1.0139 1.0144 1.0150 1.0156 1.0164 1.0168 1.0175

1.0000 1.0006 1.0012 1.0018 1.0024 1.0029 1.0035 1.0041 1.0047 1.0053 1.0059 1.0065 1.0071 1.0077 1.0083 1.0088 1.0095 1.0101 1.0106 1.0112 1.0118 1.0124 1.0130 1.0136 1.0141 1.0148 1.0154 1.0161 1.0165 1.0172

1.0000 1.0006 1.0012 1.0017 1.0023 1.0028 1.0034 1.0040 1.0046 1.0052 1.0058 1.0063 1.0069 1.0075 1.0081 1.0086 1.0093 1.0099 1.0104 1.0110 1.0116 1.0122 1.0128 1.0133 1.0138 1.0145 1.0151 1.0158 1.0162 1.0168

1.0000 1.0006 1.0011 1.0017 1.0023 1.0028 1.0033 1.0039 1.0045 1.0050 1.0056 1.0061 1.0067 1.0073 1.0079 1.0084 1.0090 1.0096 1.0102 1.0107 1.0113 1.0119 1.0125 1.0130 1.0135 1.0141 1.0147 1.0154 1.0158 1.0164

1.0000 1.0005 1.0011 1.0016 1.0022 1.0027 1.0032 1.0038 1.0044 1.0049 1.0055 1.0060 1.0066 1.0071 1.0077 1.0082 1.0088 1.0094 1.0100 1.0104 1.0110 1.0115 1.0121 1.0127 1.0133 1.0137 1.0143 1.0150 1.0154 1.0160

1.0000 1.0005 1.0011 1.0016 1.0022 1.0027 1.0032 1.0038 1.0043 1.0048 1.0054 1.0059 1.0065 1.0070 1.0076 1.0081 1.0086 1.0092 1.0097 1.0103 1.0108 1.0114 1.0120 1.0125 1.0130 1.0135 1.0141 1.0148 1.0152 1.0157

1.0000 1.0005 1.0011 1.0016 1.0021 1.0027 1.0031 1.0037 1.0043 1.0048 1.0053 1.0058 1.0064 1.0069 1.0074 1.0080 1.0085 1.0091 1.0096 1.0101 1.0106 1.0111 1.0118 1.0123 1.0128 1.0133 1.0139 1.0146 1.0149 1.0155

Schlumberger Private

0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.9 1.0 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5 1.6 1.7 1.8 1.9 2.0 2.1 2.2 2.3 2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9

β=

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Tabla 34. Tabla para el cálculo del factor de supercopresibilidad

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3.3.15 Tuberías La tubería es una conexión entre las diferentes piezas del equipo en un diagrama de equipo de superficie. En pruebas de superficie, la tubería es usada donde quiera que el fluido requiera ser transportado de un punto a otro. Los diferentes elementos del equipo de pruebas de superficie son conectados entre sí con tubería que provee la vía de flujo para el afluente. La tubería se puede clasificar en tres tipos: rígida, flexible y articulada. En las operaciones de prueba de pozos únicamente son permitidas tuberías rígidas y flexibles. • • •

Tubería rígida: consiste en tramos rectos y codos. Tubería articulada: hecha de tramos rectos unidos entre sí con codos gracias a uniones giratorias que permiten cualquier posible orientación. Mangueras flexibles: usualmente hechas de caucho o polímero protegido con una estructura metálica.

Todos los elementos de tubería y mangueras son unidos conjuntamente mediante uniones rápidas de golpe. Una gran variedad de tubería provee la flexibilidad necesaria para disponer de los equipos en las diferentes locaciones.

• • • • •

Conexiones para tuberías temporales e instalación de líneas de flujo. FMC es la compañía original para el diseño de las conexiones WECO. El diseño es antiguo, y es manufacturado por muchas compañías. Utilizada en plantas químicas y de acero, en envases marinos, y en la industria petrolera. Designada por el diámetro nominal de la tubería y por el número de figura.

Wing Pin Macho-Male Rosca Caja-Box Hembra-Female

Fig. 96 Conexión WECO

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Uniones WECO

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Características importantes: •

Designado por el Diámetro Nominal de la Tubería y por el número de Figura Ej: 3” Fig.1002. (Colocada en la conexion Macho).

•

Regla para la dirección del Flujo: Entrada: Rosca-Caja Salida: Pin

• •

Todas las conexiones weco están diseñadas para trabajar con H2S. Norma NACE MR-01-75. Las uniones Weco poseen rosca tipo ACME: Forma cilíndrica. Perfil cuadrado.

•

Método de Sello: - Goma (Metal-Metal si es ajustada correctamente). - “Lip seal” elastómetro en la conexión hembra. - Max. Temp. 250F - Fig 206 requiere el uso de O-ring en la conexión macho.

Tabla 35. Tubería aprobada para trabajos de Pruebas de Pozo

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En la siguiente tabla, extraída del POM se puede apreciar los diferentes tipos de tuberías y sus características principales:

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1 500 psi WP

2 500 psi WP

5 000 psi WP

10 000 psi WP

15 000 psi WP

20 000 psi WP

Fig. 97 Rango de Presión y Asignación de Colores

Mangueras Flexibles

Fig. 98 Tubería Flexible

Se debe llevar un registro exacto del tiempo de exposición a determinada presión y temperatura de estas tuberías. Cuando la tubería exceda el tiempo de vida útil de acuerdo a POM esta debe ser retirada de servicio.

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Las tuberías flexibles están conformadas por material polimérico y a su vez están protegidas por una capa metálica. Dependiendo del rango de presión posee flanges o conexiones weco a los extremos. La selección de esta tubería se basa principalmente en la temperatura del fluido, presión esperada y tipo de fluido.

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Existen dos tipos de Coflexip para pruebas de DST (prueba corta < 72hs) o PTL (prueba extendida & ambientes ácidos): - COFLEXIP: Estándar, diseñada con material RILSAN - COFLON: Alta Temperatura, diseñada con material COFLON El Minimum bending radius (MBR) a considerar en cada una de ellas se debe calcular como sigue:

MBR = ID x 12

Ecu. 7

La siguiente tabla provee toda la información concerniente a las características principales de las tuberías flexibles tales como: rangos de presión y temperatura, tipo de conexiones, aplicaciones, diámetros nominales y tipo de material.

Tabla 36. Tubería aprobada para trabajos de Pruebas de Pozo

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Consideraciones de Seguridad •

Existe un riesgo potencial en las líneas de gas y en las líneas de alta presión, por lo tanto bajo ningunas circunstancias estas deben dejar de anclarse, (básicamente todas las líneas entre Flow Head y Choke Manifold y nuestras líneas de venteo pertenecientes al separador y surge tank).

Fig. 99 Anclaje de Tubería

Mantener las líneas de flujo lo más rectas posible, a fin de disminuir la corrosión en las mismas.

•

Toda la tubería debe estar diseñada para soportar operaciones con H2S (NACE MR 01-75).

•

No utilizar conexiones roscadas.

•

Asegure las líneas de tubería lo más firme posible (en especial las líneas de venteo de gas).

•

Toda tubería debe estar completamente identificada (poseer anillo de identificación).

•

Toda manguera o tubería flexible debe ser asegurada a una estructura firme o equipo pesado, puesto que estas pueden girar bajo presión en determinado momento ocasionando daños indeseados al personal.

•

Nunca ajuste o desconecte conexiones cuando estas de encuentran bajo presión.

•

Nunca utilice mandarrias de acero cuando se sospecha o se tiene presencia de hidrocarburo. En este caso el obligatorio utilizar mandarrias de bronce.

•

Al finalizar cada trabajo, la tubería debe recibir el mantenimiento correspondiente a fin de evitar corrosión en la misma.

•

Realizar Q-Check cada 12 meses, y certificación mayor cada 5 años.

•

Toda tubería sin documentación (Quality File) debe ser retirada inmediatamente de las operaciones de prueba de pozos.

•

Rango de colores para identificar el tipo de fluido contenido en la tubería (principalmente separadores): Envase o Contenedor (Vessel), PLATA, Línea de Petróleo , VIOLETA, Línea de Agua, AZUL, Línea de Gas, AMARILLO.

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•

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3.3.16 Fittings Existe una gran variedad de fittings que se utilizan en las operaciones de prueba de pozos. En la actualizad sólo se permite el uso de fittings forjados de acero (stainless steel) y deben regirse bajo la norma API 6A Sección 10.2.2. Bajo ninguna circunstancia se debe exceder el rango de presión recomendado por el fabricante, de lo contario se podría fracturar el material y traer como consecuencia una lesión al personal. Por ejemplo: Ejemplo 1: Si la presión de trabajo recomendada por el fabricante para un fitting de ½” NPT es 7800 psi, entonces la máxima presión de trabajo permitida (WP) para este fitting será 7800 psi. Ejemplo 2: Si la presión de trabajo recomendada por el fabricante para un fitting de ½” NPT es 11800 psi, entonces la máxima presión de trabajo permitida (WP) para este fitting será 10000 psi. Consideraciones de Seguridad: Sólo se deben utilizar fittings diseñados por fabricantes reconocidos (Parker, Swagelock, Autoclave).

•

Para presiones mayores a 10,000 psi se debe utilizar únicamente conexiones Autoclave Engineer o fittings similares.

•

El uso de conexiones Autoclaves de presión media de 3/8” y 9/16” es recomendado para operaciones con presiones cercanas o que exceden 10000 psi.

•

Fittings que serán expuestos a H2S deben cumplir con la norma NACE MR-0175. Tabla 37. Fittings y Rangos de Presión

A continuación se describe los fittings y conexiones más comunes utilizados en las operaciones de prueba de pozos: NPT (National Pipe Thread) • • • • •

Perfil Triangular (60º). Máximo nominal size ½” NPT 10 kpsi WP/15 kpsi TP. NPT con diámetro mayor a 2” son llamadas Line Pipe (L.P) Sello: metal/metal, con la ayuda de teflón se lubrica la rosca (1 a 2 capas). Normalmente son utilizadas en manómetros, needle valve, codos, tee, niples.

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•

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Fig. 100 ½” NPT

SWAGELOCK • • • •

Conexión con Stainless-Steel liner, diferentes O.D. (desde 1/16” hasta ½”), ¼” hasta 10Kpsi WP & ½” hasta 6Kpsi WP. Sello: metal/metal. Normalmente son utilizados en Foxboro, Barton, DWT, Texteam Pump.

AUTOCLAVE • • •

Máximo nominal size 9/16”. Sello: metal/metal. Hasta 20Kpsi WP.

Fig. 102 Autoclave

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Fig. 101 Swagelock

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Fig. 103 Conexiones varias

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4

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OPERACIÓN DE EQUIPOS DE PRUEBA DE POZOS

4.1 4.1.1

Choke Manifold General Una vez que el Choke Manifold está en locación este debe ser: • •

Chequeado por daños. FIT debe ser llevado a cabo.

El Choke Manifold debe ser conectado de manera tal que este pueda ser operado: •

De manera segura.

•

Eficientemente.

•

Monitoreado desde todos los ángulos con relativa facilidad.

4.1.2

Prueba de Funcionamiento en Locación Preparación

4.1.3

•

Todas las válvulas deben estar operativas y el número de vueltas de cada una debe ser anotado.

•

Las cajas de choke y roscas deben ser inspeccionadas por daño.

•

Una vez finalizada la prueba de presión al choke manifold de manera satisfactoria, el equipo está listo para fluir el pozo.

Fluir el Pozo a través del Choke Ajustable General •

El choke manifold debe ser monitoreado continuamente durante la operación de prueba de pozo.

•

El choke ajustable se utiliza normalmente durante operaciones de limpieza y cambios de choke.

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Nota: Antes de que cualquier trabajo comience sobre el equipo, este debe ser asegurado (guaya de seguridad) aguas arriba y aguas abajo.

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Preparación •

Asegúrese que los equipos de superficie aguas abajo del choke manifold estén alineados correctamente hacia el quemador o tanque de almacenamiento a utilizar.

•

Seleccione un reductor pequeño 8/64".

•

Todas las válvulas de aguja deben estar en posición cerrada.

•

Las válvulas aguas abajo y aguas arriba del choke fijo deben estar en posición cerrada.

•

Las válvulas correspondientes al brazo de flujo (choke ajustable) deben estar completamente abiertas.

Nota: Si hay posibilidades de formación de Hidratos se debe iniciar la inyección de química antes de abrir el pozo a producción.

Procedimiento Operacional

Verifique que las válvulas aguas abajo del choke ajustable esté abierta.

•

Abra la válvula aguas arriba del choke ajustable.

•

Observe inmediatamente la respuesta de presión aguas arriba y aguas abajo del choke manifold.

•

Si el reductor parece estar bloqueado o no se evidencia cambio de presión, cicle el choke ajustable para asegurarse que la línea de flujo esta completamente limpia.

•

El pozo debe estar fluyendo ahora a través del sistema y el reductor puede ser incrementado, de acuerdo a los requerimientos del cliente.

Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo) General •

El choke manifold debe ser monitoreado continuamente durante la operación de prueba de pozo.

•

El choke fijo se utiliza normalmente durante operaciones de flujo estable o en caso que el choke ajustable deba ser inspeccionado. No se recomienda su uso para operaciones de limpieza de pozo.

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4.1.4

•

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Preparación Se requiere un mínimo de dos operadores para realizar esta operación: •

Una persona debe permanecer del lado del choke fijo, y la otra del lado del choke ajustable.

•

El reductor del choke fijo debe haber sido chequeado e instalado previamente.

•

Asegure que las válvulas de aguja estén en posición cerrada.

Procedimiento Operacional •

Asegure de abrir la válvula aguas abajo del choke fijo.

•

El operador 1 debe comenzar a abrir la válvula aguas arriba del choke fijo, cuando la presión incrementa aguas abajo del choke manifold el operador 2 comienza a cerrar simultáneamente la válvula aguas arriba de choke ajustable.

Nota: En todo momento debe haber comunicación entre ambos operadores, y la presión debe ser monitoreada constantemente.

•

Cierre la válvula aguas abajo del choke ajustable.

•

Descargue la presión atrapada entre las dos válvulas del choke ajustable, hacia la atmósfera.

•

Desconecte el choke ajustable y proceda a inspeccionarlo.

IMPORTANTE: En caso de presentarse alguna pequeña fuga se debe prestar especial atención durante la operación. Si la fuga se incrementa, el pozo debe ser cerrado.

4.1.5

Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo) Se debe seguir el procedimiento anterior.

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Una vez que el flujo ha sido cambiado hacia el choke fijo:

Surface Well Testing

4.2

4.2.1

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Steam Exchanger

General •

4.2.2

Manual de Campo para Operadores

Cuando el Steam Exchanger esta en locación se debe inspeccionar todo el sistema, incluyendo instrumentación.

Prueba de Funcionamiento en locación Preparación •

El Steam Exchanger debe ser ubicado de tal manera que se pueda operar de manera segura.

•

Asegure el acceso seguro al generador de vapor, y que tanto las líneas de suministro y retorno estén posicionadas de forma segura.

•

Efectuar FIT y prueba de funcionamiento

4.2.3

•

Instale el controlador de temperatura y verifique la calibración.

•

Conecte el suministro de aire al sistema.

•

Verifique el funcionamiento de la válvula de control automático.

•

Instale el suministro de vapor y verifique su funcionamiento.

•

Abra y cierre cada una de las válvulas de compuerta y anote el número de vueltas.

Fluyendo a través de Coil General Antes de pasar el flujo a través del equipo este debe: •

Ser by-paseado y permanecer en esta posición hasta que el periodo de limpieza haya concluido.

•

Asegure que no haya producción de arena.

•

BSW menor o igual a 1%.

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Prueba de funcionamiento

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Preparación Para esta operación el particular el choke ajustable del Stem Exchanger debe ser insertado y estar en posición abierta para asegurar el flujo de fluido a través de este sin ninguna restricción. Nota: La temperatura debe ser incrementada y ajustada antes de pasar el fluido a través del intercambiador. •

Todas las válvulas para liberar presión deben estar cerradas.

•

Instale manómetros para monitorear la presión tanto en la entrada como en el Vessel.

Procedimiento Operacional Asegure que la válvula de salida del Coil esté abierta.

•

Abra lentamente la válvula de entrada del Steam Exchanger, simultáneamente cierre la válvula del by-pass.

•

Se debe monitorear las presiones aguas arriba y aguas abajo del Coil para asegurarse que no haya incremento de presión dentro del sistema.

Procedimiento para Cambio de Choke Procedimiento Operacional •

Abra la válvula del bypass del intercambiador de vapor.

•

Cierre la válvula de entrada del Coil.

•

Corte el suministro de vapor al sistema.

•

Cierre la válvula de salida del Coil.

•

Abra la válvula de aguja para descargar presión atrapada en el sistema.

•

Una vez que el sistema este despresurizado extraiga y verifique que el choke este en buenas condiciones.

•

Instale el nuevo reductor y cierre las válvulas de aguja.

•

Abra la válvula de salida del Coil.

•

Encienda nuevamente el suministro de vapor.

•

Abra la válvula de entrada del Coil.

•

Cierre la válvula del bypass.

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4.2.4

•

Surface Well Testing

4.3

4.3.1

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Separator

By-pasear el Separador Preparación Los equipos de superficie aguas abajo del separador deben estar alineados hacia el quemador o tanque de almacenamiento respectivo.

Procedimiento Operacional Cierre la entrada del separador y la válvula del bypass de gas.

•

Abra la válvula del bypass de la línea de crudo.

•

Cierre la salida de la línea de petróleo.

•

Comience el periodo de limpieza hasta que se tenga presencia de gas en superficie y el porcentaje de BSW sea menor a 1%.

Fluir el pozo a través del Separador General Una vez finalizado el periodo de limpieza el fluido debe ser direccionado a través del separador.

Preparación •

El registrador Barton debe estar instalado y las líneas hacia este deben estar abiertas.

•

El suministro de aire debe estar abierto.

•

Verificar el funcionamiento de las Válvulas de Control Automático.

•

Asegure que no haya placa orificio en la línea de flujo.

•

Cierre el espejo y la válvula igualizadora, abra la válvula de desfogue.

•

Cierre: 1. Válvulas aguas arribas y aguas abajo del Floco y Rotron. 2. Abra la válvula del bypass de los medidores de crudo.

•

Ajuste la válvula de control de líquido en posición cerrada.

•

Abra la línea manual a la salida de crudo.

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4.3.2

•

Surface Well Testing •

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Ajuste la PCV a 10% en posición abierta.

Procedimiento Operacional

Abra la válvula de entrada del separador.

•

Abra la válvula de salida de gas.

•

Ajuste la presión del separador a 50% del valor de operación deseado.

•

Observe el separador en busca de alguna fuga.

•

Ajuste el separador a la presión de operación deseada.

•

Ajuste el nivel de líquido mediante la “Fisher Level-Trol”.

•

Abra el medidor de crudo con el rango deseado.

•

Cierre la válvula del by-pass de crudo.

•

Seleccione la placa orificio deseada.

•

Instale la placa orificio siguiendo el procedimiento que se menciona a continuación.

Procedimiento Operacional Caja Daniel

1. “Side Valve” e “Equaliser valve” deben estar en posición cerrada. 2. Abrir “Bleeder valve” y chequear presión. 3. Inyecte grasa daniel en caso de ser necesario. 4. Desconecte los tornillos ubicados en la parte superior. 5. Desconecte el “Clamping bar”. 6. Extraiga la barra sellante y el Gasket. 7. Extraiga el Plate Carrier. 8. Instale la placa orificio deseada. 9. Cierre la válvula de desahogo de presión “Bleeder Valve”. 10. Asegure la placa orificio en el sistema de sello e instale este al Plate Carrier.

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•

Surface Well Testing

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11. Inserte la placa y gire el carrier superior en sentido horario por debajo de la posición de la barra de sello. 12. Instale el gasket y la barra sellante. 13. Instale el “Clamping Bar” y ajuste los tornillos superiores, desde el centro hacia afuera. 14. Abra la válvula igualizadora. 15. Rote la “Slide Valve” en sentido horario para colocarla en posición abierta. 16. Rote el “Upper Carrier” en sentido horario. 17. Continúe bajando la placa orificio, hasta alcanzar la cámara inferior de la caja daniel, posición de medición. 18. Rotar la “Slide Valve” en sentido anti-horario para colocar la “Slide Valve” en posición cerrada. 19. Cierre la válvula igualizadora.

21. Cierre la válvula de desahogo una vez descargada toda la presión. 22. Cierre las válvulas del manifold del registrador Barton para verificar la presión diferencial.

Nota: Ahora el pozo debe estar fluyendo a través del separador con todos los sistemas de medición funcionando correctamente.

4.3.3

By pasear el Separador Fluyendo General Se recomienda dos personas para efectuar esta operación de manera segura. Preparación •

Abrir las válvulas del manifold del registrador Barton para igualar las presiones a través de este.

•

Abrir la válvula igualizadora (máximo dos vueltas).

•

Rotar la “slide valve” en sentido horario, para colocarla en posición abierta.

•

Rotar el “lower carrier” en sentido opuesto a las agujas del reloj para elevar el “plate carrier”.

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20. Abra la válvula de desahogo de presión.

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•

Rotar el “upper carrier” en sentido opuesto a las agujas del reloj para elevar el “plate carrier” hasta la cámara superior de la caja daniel.

•

Cierre la “Slide Valve” girando esta en sentido anti-horario.

•

Cierre la válvula igualizadora.

•

Abra la válvula de desfogue.

•

Solo cuando sea seguro, retire el “Clamping Bar” y el “Gasket”.

•

By pasear el medidor de crudo, abriendo el by-pass de la línea de petróleo y cerrando ambas válvulas para aislar el medidor.

•

Abrir la válvula del by-pass del separador.

•

Cerrar la válvula de entrada del separador.

•

Cerrar la válvula manual de la línea de petróleo del separador.

•

Cerrar la válvula manual de la línea de gas del separador.

Procedimiento Operacional •

Abrir la válvula manual de crudo para descargar todo el petróleo remanente en el sistema.

•

Abrir la válvula manual de gas para descargar la presión remanente.

•

Una vez culminado lo antes mencionado, cierre todas las válvulas del separador a excepción de la válvula del by-pass de la línea de crudo.

Nota: Asegure en todo momento el paso libre de fluido hacia los quemadores.

Cambio de Choke •

Abrir la válvula igualizadora del manifold del Barton.

•

Subir la Placa Orificio.

•

By-pass el medidor de crudo.

•

Cambiar el diámetro del reductor.

•

Pasar el flujo a través del medidor.

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Nota: El separador ahora esta by paseado, y el flujo esta siendo enviado directamente hacia el quemador.

Surface Well Testing

4.4

4.4.1

Pág. 122 de 151

•

Una vez que estabilice la presión estática del separador, proceda a bajar la placa orificio.

•

Cierre la válvula del manifold del Barton para registrar la presión diferencial.

Quemadores y Extensores de Quemadores (Burner and Boom)

General •

4.4.2

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Equipo de seguridad apropiado debe ser utilizado de acuerdo a los procedimientos de seguridad de las instalaciones.

Procedimiento Operacional de los Quemadores Preparación Asegúrese que todos los tapones de prueba han sido removidos luego de la prueba de presión.

•

Se debe solicitar premiso para trabajo en caliente y fuera de sitio antes de operar cualquiera de los quemadores.

Nota: Los quemadores se deben identificar como de acuerdo a su posición en la plataforma: Port Side Burner y Starboard Side Burner.

Procedimiento Operacional •

Determinar la dirección del viento predominante y seleccionar el quemador que este a favor de la dirección del este.

•

Notificar tanto al cliente como al encargado de la plataforma cuando las operaciones con los quemadores estén próximas a comenzar.

•

Realizar un anuncio público (vía alta voz) para informar a todo el personal los riesgos asociados a la operación.

Nota: Se debe mantener comunicación constante con el cuarto de control. •

Verifique que el paso de fluido este alineado al quemador a operar.

•

Las válvulas de gas y crudo que permiten fluir hacia el otro quemador estén cerradas.

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•

Surface Well Testing

4.4.3

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Pág. 123 de 151

•

Abrir el suministro de propano e inicie el encendido de los Pilotos.

•

Inicie los compresores de aire y abra las válvulas del manifold de aire para direccionar el flujo del mismo hacia el quemador.

•

Indicar al cuarto de control que las cortinas de agua deben ser activadas.

Cambio de Quemador Ejemplo: Port Side Burner a Star Board Side Burner.

Procedimiento Operacional

Notificar al cuarto de control que la dirección de viento ha cambiado, por lo que se requiere cambiar el flujo hacia el otro quemador.

•

Abrir el suministro de propano e inicie el encendido de los Pilotos.

•

Inicie los compresores de aire y abra las válvulas del manifold de aire para direccionar el flujo del mismo hacia el quemador.

•

Indicar al cuarto de control que las cortinas de agua deben ser activadas.

•

Abrir la válvula para direccionar el efluente hacia en quemador ubicado en starboard side.

•

Cierre el flujo de fluidos hacia el quemador ubicado en Port side.

•

Cierre el suministro de aire hacia el quemador ubicado en Port side.

•

Los compresores deben seguir funcionado para suministrar aire al quemador ubicado en starboard side.

Apagado del Quemador Procedimiento Operacional •

Cuando el pozo es cerrado, permita que el quemador se despresurice hasta que la llama se apague por completo.

•

No cierre el suministro de propano hasta que la llama se haya extinguido por completo.

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4.4.4

•

Surface Well Testing

4.4.5

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Pág. 124 de 151

•

Una vez que la llama ha sido extinguida corte el suministro de propano, aire y agua, en esta secuencia.

•

No cierre las líneas que direccionan el fluido hacia los quemadores, estas deben permanecer abiertas por si se requiere ventear en caso de emergencia.

Procedimiento para armar y desarmar el Boom. General Usualmente el Booms es armado antes de ser enviado a costa afuera, si este no es el caso, se recomienda ensamblarlo en tierra, marcar las piezas de manera secuencial y desmantelarlo nuevamente, para su posterior armado en costa afuera. Preparación y Procedimiento de Armado

Antes de ensamblar el boom, asegúrese de tener espacio suficiente para realizar las operaciones de maniobra, y evitar quedar atrapado. Se debe tener un espacio disponible de aproximadamente 35 m x 7 m.

Coloque la sección “Boom Foot Section” sobre el piso, y afloje las conexiones tipo “U” para permitir movimientos laterales de la tubería a lo largo de la sección.

•

Coloque la sección “Boom Head Section” sobre el piso a 1 metro de distancia con respecto al extremo del “Boom Foot Section”.

•

Remover los protectores de roscas de las tuberías.

•

Coloque una línea guía (Tag Line) a cada uno de los extremos del la sección “Boom Foot Section” .

•

Proceda a levantar con una grúa la sección “Boom Foot Section” y coloquela de forma alineada con respecto a la otra sección.

•

Proceda a conectar las secciones de tubería.

•

Colocar y apretar aplicando un torque de 100Nm, cuatro tornillos para asegurar cada uno de los flanges (flanges pivots), y unir las dos secciones.

•

Proceda a apretar las conexiones tipo “U”.

•

Ahora el boom debe estar armado y listo para ser instalado.

Para desarmar el equipo se debe seguir el Procedimiento de forma reversa, excepto por las conexiones “U” que deben permanecer apretadas.

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Nota:

•

Surface Well Testing

4.4.6

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Pág. 125 de 151

Procedimiento para Instalar el Boom (Boom Hanging Procedure) General •

Los cálculos correspondientes a las fuerzas de reacción deben hacerse previamente de acuerdo a las especificaciones de FOH 2 o Architest.

•

Todos los puntos de soporte y eslingas deben estar inspeccionados.

Preparación y Procedimiento

Conecte la línea guía superior en el pin superior del King Post.

•

Conecte la grúa al sistema de levantamiento “lifting arm” y proceda a levantar el boom.

•

Conecte el boom al swivel ubicado en el plato base “Base Plate”.

•

El boom debe ser colocado en una posición de 30 grados con respecto al eje horizontal, para proceder a conectar la línea guía superior al plato de pescado “fishplate”. Es importante que el peso recaiga sobre el sistema de levantamiento y el plato base.

•

Conecte las líneas de tensión horizontal (side guide line).

•

Libere el peso de la grúa lentamente, hasta alcanzar el ángulo de inclinación del boom deseado (14 grados aproximadamente con respecto al eje horizontal). Verifique que todo el peso este soportado por el sistema y no por la grúa.

•

En caso de no obtener el ángulo de inclinación deseado, se debe proceder a ajustar la línea guía superior.

Procedimiento para desconectar el Boom General Este procedimiento esta diseñado para desconectar el boom cuando el quemador permanece conectado. Preparación •

Antes de proceder a desconectar el boom, asegúrese de tener un bote salvavidas en standby disponible.

•

Asegúrese de tener el permiso de trabajo respectivo para realizar la operación.

Procedimiento

Schlumberger Private

4.4.7

•

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 126 de 151

•

Desconecte las líneas de tuberías conectadas al boom, y colóquelas fuera del área de trabajo.

•

Conecte la grúa al sistema de levantamiento “lifting arm” y proceda a levantar el boom, hasta que el peso recaiga sobre esta.

•

Desconecte las líneas de tensión horizontal.

•

Desconecte la línea guía superior ubicada en el pin superior del King Post.

•

Proceda a desconectar el boom del swivel ubicado en el plato base.

•

Una vez que el boom ha sido liberado proceda a levantarlo lentamente y colocarlo en la plataforma.

Nota: Para mayores detalles referirse al FOH 2, sección 2.

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Surface Well Testing

4.5

4.5.1

Manual de Campo para Operadores

Pág. 127 de 151

Procedimiento para armar las líneas de tubería.

Conexiones Weco/Grayloc Procedimiento de Armado •

Verifique en cada sección de tubería: Diámetro y Rango de Presión Tipo de Servicio Número de Serial Fecha de Certificación Mayor Remueva el protector de rosca.

•

Limpie e inspeccione el sistema de sello y la rosca de la tubería.

•

En caso de ser Grayloc limpie e inspeccione el área de sello.

•

Realice la inspección visual interna para verificar que no hay ninguna obstrucción.

•

Alinear y conectar dos secciones tubería, ajustar con la mano (hand tight).

•

Para la tubería Grayloc verifique que dispone de los clamps y pernos necesarios. Una las secciones de tubería, coloque los clamps y ajuste los pernos.

•

Ajuste por completo el sistema de tubería mediante el uso de mandarria (para conexiones weco), y torquímetro para conexiones Grayloc.

Procedimiento de Desarme •

Asegure que el sistema de tubería haya sido drenado y esta completamente limpio.

•

Asegure que el sistema ha sido despresurizado.

•

Asegure que el peso de la tubería esta propiamente soportado.

•

Proceda a desconectar la tubería mediante el uso de mandarria (para conexiones weco), y torquímetro (para conexiones Grayloc).

•

Limpie y lubrique las conexiones y coloque los protectores de rosca respectivos.

Schlumberger Private

•

Surface Well Testing

4.6 4.6.1

Manual de Campo para Operadores

Pág. 128 de 151

Prueba de Presión Prueba de Presión a los Equipos de Superficie General •

Verifique que el permiso de trabajo solicitado por el supervisor de la prueba cubra todo el alcance de la operación.

•

Utilice agua como fluido de prueba y verifique que no hay aire atrapado en el sistema.

•

Asegure que todas las áreas expuestas a alta presión sean aseguradas.

•

Si evidencia algún incremento repentino de presión durante el proceso de flushing del sistema, descargue la presión rápidamente y verifique donde se produjo la obstrucción.

•

Conecte la bomba a utilizar a la válvula para matar el pozo del Cabezal de Flujo.

•

Recorra las líneas para asegurarse que el sistema esta correctamente alineado para efectuar la operación de llenado.

•

Antes de realizar el flushing a través de los quemadores, asegúrese que el bote salvavidas se haya retirado.

Preparación

•

Alinear el sistema hacia los quemadores verificando lo siguiente: 1. 2. 3. 4. 5. 6.

Válvulas de Gas y Oil Manifold “abiertas”. Válvula de entrada del Calentador “abierta” Choke del Calentador “abierto”. Válvula de salida del Calentador “abierta”. Válvula del by-pass del Calentador “abierta”. Válvula de entrada al Separador, salida de gas, salida de petróleo y salida de agua “cerrada”. 7. Válvula del by-pass de gas del Separador “abierta”. 8. Válvulas del Oil Manifold correspondiente a la bomba de transferencia y al SurgeTtank “cerradas”.

•

Inicie el bombeo de agua hasta obtener retorno de fluido en los quemadores.

•

Mantenga comunicación constante con el cuarto de control.

•

Con el bote en sitio:

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Procedimiento Operacional

Surface Well Testing

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Pág. 129 de 151

1. Coloque el tapón de prueba a uno de los quemadores (Starboard Burner). 2. Aísle las líneas que direccionar el fluido hacia el quemador ubicado en Port Side. 3. Realice la prueba de presión del sistema con 1000 psi durante 10 minutos. •

Una vez finalizada la prueba de presión, descargue la presión a través de la bomba.

•

Con el bote en sitio: 1. Desconecte el tapón del Starboard Burner. 2. Instale el tapón de prueba al Port Side Burner. 3. Aísle las líneas que direccionan el fluido hacia el quemador ubicado en Starboard Side. 4. Realice la prueba de presión del sistema con 1000 psi durante 10 minutos.

Una vez finalizada la prueba de presión, descargue la presión a través de la bomba.

•

Con el bote en sitio desconecte el tapón del Port Side Burner.

•

Prepare el separador como se menciona a continuación: 1. Cierre las válvulas del by-pass de petróleo y gas. 2. Abra la entrada del separador 3. Asegúrese que todas las válvulas de salida hayan sido cerradas.

•

Proceda a llenar el separador y realice la prueba de presión al cuerpo, al by-pass de la entrada y a las líneas aguas arriba hasta 1100 psi durante 10 minutos.

•

Una vez finalizada la prueba, descargue la presión del separador a través de la bomba y: 1. 2. 3. 4.

Cierre la entrada del separador. Abra la entrada del Calentador. Abra la salida del calentador. Cierre el by-pass del calentador.

•

Realice la prueba de presión contra la válvula de entrada del separador, el cuerpo del calentador, y las líneas aguas arriba del separador con 1100 psi durante 10 minutos.

•

Una vez finalizada la prueba, descargue la presión a través de la bomba.

•

Instale un reductor ciego, en la caja de choke del calentador.

Schlumberger Private

•

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 130 de 151

•

Realice la prueba de presión aguas arriba del Coil del calentador y contra el reductor ciego con ____ psi durante ___ minutos. La presión a aplicar depende de las condiciones del pozo y de las características de los equipos.

•

Una vez finalizada la prueba, y sin descargar la presión: 1. Cierre las válvulas aguas abajo del choke manifold. 2. Descargue la presión de la bomba hasta 500 psi durante ____ minutos.

•

Una vez finalizada la prueba, descargue la presión a través de la bomba y: 1. 2. 3. 4. 5.

•

Desconecte el tapón ciego de la caja de choke del calentador. Abra el la válvula del by-pass del calentador. Cierre la válvula de entrada del calentador. Cierre las válvulas aguas abajo del choke manifold. Realice la prueba de presión contra las válvulas aguas abajo del choke manifold con ____ psi durante ____ minutos.

Una vez finalizada la prueba, y sin descargar la presión:

•

Una vez finalizada la prueba, descargue la presión a través de la bomba.

Guías de Operación •

Siempre verifique el procedimiento de operación y el procedimiento de prueba contra el diagrama de P&ID y el esquema físico en locación.

•

Los objetivos de probar los equipos de superficie en locación son: 1. Confirmar que los equipos no presentan fuga a la presión de trabajo. 2. Confirmar que los equipos son capaces de soportar la presión generada durante la prueba de pozo. 3. Confirmar que el efluente puede ser direccionado a través de los equipos de superficie.

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1. Cierre las válvulas aguas arriba del choke manifold, y abra lentamente las válvulas aguas abajo para descargar la presión. 2. Verifique que la presión no haya caído, y manténgala durante ____ minutos.

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 131 de 151

Notas: Fugas externas no son tolerables, sin embargo algunas pequeñas fugas internas pueden ser aceptadas. En pozos con Altas Tasas de Flujo podría ser necesario probar el separador con una presión cercana al WP (1440 psi). Durante las operaciones de cambio de choke, se requiere un buen sello en las válvulas aguas abajo del choke manifold, por ello se recomienda realizar la prueba de “back pressure”.

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Surface Well Testing

4.7 4.7.1

Pág. 132 de 151

Sistema de Cierre de Emergencia, ESD (Emergency Shut Down) General •

El sistema de cierre de emergencia (ESD) se usa cuando el cierre rápido es necesario, debido a una fuga de en la tubería, a un funcionamiento defectuoso del equipo, fuego, o una emergencia similar.

•

El sistema ESD permite cerrar una válvula de línea de flujo desde una estación remota o de la consola de ESD.

•

Durante la reunión de seguridad se debe explicar a todo el personal donde están ubicados cada uno de los botones de emergencia, así como la forma correcta de utilizarlo.

•

Durante las conexiones de las líneas de control neumático asegúrese de no obstruir el paso del personal, además coloque las líneas e forma tal que no puedan ser dañadas con facilidad.

Procedimiento

Preparación •

Conecte el suministro de aire al panel de ESD.

•

Abra el suministro de aire y verifique que las estaciones del ESD están cerradas y no hay presencia de fuga en el sistema.

Lista de Equipos • • • • • •

SDV1 SDV2 PSL1 PSL2 PSH2 PHS3

Manguera Hidráulica del Cabezal Manguera Hidráulica de la SSV Sensor de presión aguas arriba del CM. Sensor de presión “low” aguas arriba del Separador. Sensor de presión “high” aguas arriba del Separador. Sensor de presión “high” Steam Exchanger.

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4.7.2

Manual de Campo para Operadores

Surface Well Testing

4.7.3

Manual de Campo para Operadores

Pág. 133 de 151

Prueba de Funcionamiento

Nota: Durante la prueba de presión todos los pilotos de alta y baja, así como las estaciones de ESD deben ser chequeadas. Se recomienda seguir el siguiente procedimiento para llevar a cabo la prueba de funcionamiento:

4.8 4.8.1

Surge Tanks General •

Se debe colocar un choke ajustable en la línea de tubería aguas arriba del Surge Tank (se recomienda colocarlo a la entrada).

•

Se debe colocar un piloto de alta presión en el Surge Tank, y debe ser calibrado 10% por debajo de la presión de trabajo del tanque.

Nota: Antes de que el surge tank sea rotado desde la posición de transportación a la posición de operación este debe ser: 1. Chequeado por daños. 2. Se debe verificar que las eslingas y grilletes estén debidamente certificados. 3. Si los “sight glasses” son transportados por separados estos deben ser instalados.

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1. Durante la prueba de presión contra el Choke Manifold, observe el sensor PSL1 calibrado entre 1000 y 2000 psi por debajo de la presión de cabeza con el flujo estable. 2. Descargue la presión y observe cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión (liberación de presión en SDV1). 3. Abra SDV1 y aísle PSL1. 4. Calibre PSH2 a 1260 psi. 5. Durante la prueba de presión contra el bypass de entrada del separador observe PSH2 y verifique cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión. 6. Abra SDV2 y ajuste PSL2 a 200 psi. 7. Descargue la presión y observe PSL2 y verifique cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión. 8. Ajuste PSH3 a 190 psi y realice la prueba de funcionamiento utilizando un DWT, observe PSH3 y verifique cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión. 9. Abra SDV1 y realice la prueba de funcionamiento de cada una de las estaciones del panel EDS. Verifique el tiempo de cierre. 10. Los pilotos de alta y baja deben ser calibrados de acuerdo a los requerimientos de diseño.

Surface Well Testing

4.8.2

Manual de Campo para Operadores

Pág. 134 de 151

Prueba de Funcionamiento Prueba de Funcionamiento en Locación • •

El propósito de realizar la prueba de funcionamiento es verificar el correcto funcionamiento de los sightglasses, alarma de alto y bajo nivel, y que la línea de venteo no presenta obstrucción. Si no se observa respuesta alguna, se debe asumir que parte del sistema esta dañado.

Preparación •

Abra el suministro de aire al sistema.

•

Asegúrese que la válvula de control automático este abierta.

•

Asegúrese que las válvulas de aguja requeridas para colocar sensores y que estén abiertas a la atmósfera este cerrada. Aquellas con sensores de presión deben permanecer abiertas.

4.8.3

•

El tanque debe ser llenado de manera controlada. Este procedimiento se puede llevar a cabo a medida que se determina el factor de calibración del medidor de crudo. La alarma debe activarse, cuando esto ocurra detenga el llenado.

•

Mientras el tanque esta siendo llenado verifique el funcionamiento de los visores (sightglasses). Vuelva a chequear mientras el tanque es vaciado.

•

Vacíe el tanque hacia el quemador donde el viento sea predominante.

Procedimiento Operacional

Fluyendo a través del tanque •

Este procedimiento no diferencia entre tanques con uno o dos compartimientos.

•

La válvula mariposa nunca debe ser utilizada para controlar el flujo, y debe dejarse en posición abierta. El flujo debe ser controlado por las válvulas del Oil Manifold, las cuales deben estar completamente abierta o cerrada.

•

Antes de fluir al tanque, se debe registrar el nivel inicial de fluido contenido en este.

•

Durante el flujo verifique que no haya fuga de fluidos fuera del equipo.

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Prueba de Funcionamiento

Surface Well Testing

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Pág. 135 de 151

•

De ser necesario, ajuste la válvula de control automático a la presión de operación requerida.

•

Si la tasa de flujo de petróleo y la capacidad de la bomba son compatibles, es posible fluir hacia el tanque y vaciar el mismo de manera simultánea. Se recomienda mantener el nivel de fluido justo en la mitad durante esta operación, porque en caso de fallar la bomba o incrementar la tasa de producción se tendrá tiempo de reaccionar.

•

El nivel de fluido debe ser monitoreado constantemente.

Schlumberger Private

Surface Well Testing

5

Manual de Campo para Operadores

Pág. 136 de 151

DESEMPEÑO Y CONDICIONES DEL POZO

5.1

5.1.1

Procedimiento de Flujo

Monitoreo de Data General •

El siguiente procedimiento sirve de guía durante el proceso de adquisición de data asociada a la prueba de pozo.

•

La data adquirida por los sensores electrónicos es almacenada dentro de la computadora de adquisición.

Preparación •

Asegure que todos los medidores de presión y temperatura sean calibrados de manera correcta previo al inicio las operaciones.

•

Los sensores electrónicos deben ser comparados con su correspondiente sensor mecánico.

Procedimiento Operacional •

Durante la perforación el sistema de adquisición debe enfocarse en monitorear lo siguiente: 1. Presión de cabeza (WHP). 2. Temperatura de Cabeza (WHT). 3. Presión de Casing (CSGP).

•

Estas mediciones son monitoreadas y almacenadas por el sistema de adquisición. Asimismo, la data debe ser colocada en las respectivas hojas de campo.

•

Cuando se confirma que el pozo ha sido perforado, se inician las operaciones de prueba de acuerdo a los requerimientos del cliente.

•

Una vez que el pozo se encuentra fluyendo se debe registrar la siguiente data (adicional a la antes mencionada):

Schlumberger Private

Nota: Cada sensor electrónico posee un medidor mecánico que sirve de respaldo durante todo el proceso de adquisición. Es importante que la data proveniente de los medidores mecánicos sea colocada en intervalos de tiempo determinados en la hoja de adquisición de datos de campo.

Surface Well Testing

1. 2. 3. 4. 5. 6. 7. •

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Manual de Campo para Operadores

Presión Aguas abajo del CM (WHDCP). Presión Estática del Separador (GASP). Presión Diferencial (GASDP). Temperatura del Crudo (OILT). Temperatura de Gas (GAST). Volumen de crudo a condiciones de Sep. (OILV). Volumen de agua (WATERV).

Como una regla general, todos los medidores mecánicos después de cada cambio de choque deben ser monitoreados como sigue: 1. 2. 3. 4.

Intervalo de 1 min durante los primeros 10 min. Intervalo de 5 min durante un periodo de 10 a 45 min. Intervalo de 15 min por un periodo de 45 min a 6 hr. Intervalo de 30 min durante el periodo de tiempo restante.

Nota: Lo antes mencionado es solo una guía general, la adquisición de data depende de los requerimientos del cliente.

Cierre Inicial del Pozo (opcional) General En el siguiente procedimiento se asume que se ha utilizado sarta de DTS/TCP para la evaluación.

Preparación •

Asegure que todos los sistemas de seguridad han sido verificados.

•

Verifique que correctamente.

las

válvulas

de

superficie

han

sido

alineadas

Procedimiento Operacional •

Incrementar la presión anular para abrir la válvula de fondo PCT.

•

Perforar el pozo de acuerdo a lo establecido en el programa de trabajo.

•

Luego de cañonear la arena permita que el pozo fluya hasta la superficie con el choke manifold cerrado, durante ____ minutos con el fin de monitorear la presión de cabeza.

•

Monitorear WHP, WHT y CSGP.

•

Luego de ____ minutos, descargue la presión anular para cerrar el PCT, para el cierre inicial en fondo durante ____ minutos/horas.

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5.1.2

Surface Well Testing

5.1.3

Manual de Campo para Operadores

Pág. 138 de 151

Periodo de Limpieza

General Antes de abrir el pozo, se debe llevar a cabo una reunión de seguridad, donde se discutan los siguientes puntos: •

Ubicación del panel y las estaciones de cierre de emergencia. Se debe explicar como deben ser activadas las estaciones en caso de ocurrir alguna emergencia.

•

Acciones que deben ser tomadas en caso que se detecte la presencia de H2S.

•

Todos los trabajos de soldadura deben ser suspendidos durante toda prueba del pozo.

•

Solo personal necesario debe permanecer en la planchada y área de well testing durante todo el periodo de flujo.

Antes de abrir el pozo para llevar a cabo el Periodo de Limpieza, de acuerdo al programa entregado por el cliente, el sistema debe estar alineado al gauge o surge tank, tanque de 500 barriles o hacia los quemadores de gas o crudo. Se debe chequear lo siguiente: •

Verifique que el sistema este alineado y que todas las válvulas estén en posición correcta. Tanto el separador como el Steam Exchanger deben estar by-paseados.

•

Asegure que: 1. 2. 3. 4. 5.

El piloto del quemador esta encendido. La cortina de agua esta en operación. El generador de vapor esta encendido. El choke ajustable ha sido calibrado correctamente. Asegurarse que el permiso de trabajo necesario para fluir el pozo, esta actualizado. 6. Se debe notificar al cuarto de control que se va iniciar la operación de fluir el pozo. 7. Anunciar al personal del taladro que se esta próximo a iniciar la operación de fluir el pozo.

Schlumberger Private

Preparación

Surface Well Testing

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Pág. 139 de 151

Procedimiento Operacional •

Realice un último chequeo de la dirección del viento y verifique botes en stand-by.

•

Aplique presión anular para proceder a abrir la válvula de fondo PCT, y permita que la presión de cabeza estabilice.

•

Abra el brazo correspondiente al Choke Ajustable, con un reductor de 8/64" (dependiendo de los requerimientos del cliente).

•

Monitoree la presión aguas abajo del Choke Manifold.

Nota: Si por alguna razón observa un incremento acelerado de la presión aguas abajo, disminuya el reductor a 4/64”. De continuar la situación, cierre el pozo e investigue lo ocurrido. Monitoree la presión anular y descargue la presión hasta obtener la presión requerida para mantener la válvula de fondo en posición abierta.

•

Una vez que el hidrocarburo llega a la superficie, proceda a verificar la presencia de H2S y CO2, en intervalos de ____ minutos, hasta que la concentración de estos gases haya estabilizado.

•

El pozo se considerará limpio cuando: 1. BSW estable durante dos horas y menor a 1%. 2. WHP estable 3. Volumen desplazado= 1.5 x Capacidad del Tubing

Guía Operacional

No se recomienda efectuar la prueba con la PCT en posición de candado.

Nota: Siempre se debe fluir el pozo con la PCT en modo de cierre seguro 'Fail Safe'. •

En pozos con bajas tasa de flujo, puede ser ventajoso fluir a través del choke fijo si el choke ajustable esta taponado por sedimentos.

•

En pozos de gas, el fluido debe ser direccionado inicialmente hacia los quemadores.

•

En pozos de tierra, por lo generar el fluido de completación debe ser recuperado y enviado directamente al tanque de viaje.

Schlumberger Private

•

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 140 de 151

•

Durante el periodo de limpieza no es necesario mantener la condición de flujo crítico, ya que esto podría comprometer la extracción del fluido de completación, debido a la precipitación del mismo.

•

Cuando el pozo está limpio, se debe establecer la condición de flujo crítico a través del choke manifold.

Contingencias

Si no se evidencia retorno de fluido durante este periodo, se recomienda seguir el siguiente procedimiento: •

Continuar fluyendo el pozo hacia el tanque de 500 barriles, gauge o surge tank, mientras se monitorea el flujo de fluido utilizando una manguera conectada al choke manifold y sumergida en un balde.

•

Siguiendo el procedimiento anterior se puede apreciar lo siguiente:

•

Cierre el pozo en superficie y verifique si se genera algún incremento de presión.

En caso de que el flujo haya estabilizado, y se presenta alguna situación de riesgo en las condiciones de flujo, proceda como se indica en la sección 2.2. Problemas comunes: • • • • • 5.1.4

Producción de sólidos excesiva. Formación de hidratos aguas abajo del choke manifold. Petróleo espumoso o emulsificado. Producción de arena. H2S

Periodo de Cierre Inicial General El siguiente procedimiento asume que el pozo esta abierto en superficie y esta listo para fluir hasta obtener flujo estable, antes de ser pasado a través del separador. Preparación •

Asegure que se estén siguiendo los requerimientos de adquisición de data y toma de muestras.

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1. Indicación de flujo positivo (se observa producción de burbujas). 2. Indicación de flujo negativo (se aprecia reducción del nivel de fluido en el balde.

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 141 de 151

•

Asegure que tanto las estaciones de ESD como los pilotos de alta y baja (Hi-Lo Pilots) han sido activados.

•

Antes de pasar el flujo al separador verifique lo siguiente: 1. La placa orificio esta levantada. 2. Los medidores crudo están by-paseados. 3. Todas las válvulas en los puntos de muestreo están cerradas. 4. Las válvulas manuales de aguas abajo de las ACV han sido abiertas. 5. Las líneas de crudo y gas están alineadas hacia los quemadores.

Procedimiento Operacional

Abra el pozo a través del choke ajustable pequeño, e increméntelo hasta obtener el choque requerido.

•

Cambie el flujo hacia el choke fijo y permita establecer las condiciones de flujo estable.

•

Monitoree las presiones de cabeza (WHP, WHdcp) constantemente.

•

Pase el fluido a través del separador hasta que se genere la condición de flujo estable a través del choke establecido durante un periodo de ____ horas (dependiendo de los requerimientos del cliente).

•

Monitoree constantemente la presión anular, ya que tiende a incrementar con el incremento de la temperatura. De ser necesario descargue la presión anular hasta obtener el valor deseado.

•

Factor de Encogimiento:

Guía Operacional

Estime el factor de encogimiento a través del Shrinkage Tester o determine el CMF a través del gauge o surge tank. •

Se debe mantener la condición de flujo crítico a través de choke manifold.

•

La inyección de química se debe detener mínimo una hora antes de tomar las muestras PVT en el separador.

Schlumberger Private

•

Surface Well Testing

5.1.5

Manual de Campo para Operadores

Pág. 142 de 151

Cierre de Pozo en Fondo General Luego de fluir el pozo y efectuar la prueba de flujo durante el periodo de tiempo requerido, el pozo debe ser cerrado en fondo (cerrar PCT) para registrar el Buid-Up final. Preparación By-pasear los medidores de crudo y subir la placa orificio. Procedimiento Operacional

Descargar la presión anular a 0 psi, para cerrar la válvula de fondo.

•

Monitorear la presión de cabeza hasta que se observe una caída de 500 psi aproximadamente, lo cual es indicativo que la válvula se cerró exitosamente.

•

Cerrar el pozo en superficie dejando una presión de cabeza acumulada de 300 psi aproximadamente.

•

By-pasear el separador.

Cierre de Pozo en Superficie General Luego de fluir el pozo y efectuar la prueba de flujo durante el periodo de tiempo requerido, el pozo debe ser cerrado en en superficie (cerrar Choke Manifold) para registrar el Buid-Up final.

Preparación By-pasear los medidores de crudo y subir la placa orificio. Procedimiento Operacional •

Cierre el pozo en el choke manifold.

•

Chequee la presión de cabeza y asegúrese de obtener una indicación de cierre (incremento de WHP).

•

By-pasear el separador.

•

Asegure que la data es adquirida de acuerdo a los requerimientos del cliente.

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5.1.6

•

Surface Well Testing

5.2 5.2.1

Manual de Campo para Operadores

Pág. 143 de 151

Condiciones Problemáticas de Flujo Problemas Comunes en Surface Well Testing

PROBLEMA

ESPUMA

CAUSAS

CONSECUENCIAS

Alta Viscosidad

Separación deficiente

Gases Pesados ( C2, C3 y CO2 )

Medición deficiente

Agua

Dificultades para bombear

Condensación de Vapor de Agua HIDRATOS

Inyección de química Uso de calentador Incrementar tiempo de retención

Uso de calentador Taponamiento Inyección de química

Uso de Calentador ALTA VISCOSIDAD

Petróleo Pesado

Dificultades para fluir Inyección de diluente

Fugas Alto contenido de sólidos EROSIÓN Alta velocidad

Excesivo tiempo del periodo de limpieza Daño a los equipos

Disminuir la velocidad de flujo Utilización de equipos especiales

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Bajas Temperaturas/Altas Presiones

SOLUCIONES

Surface Well Testing

5.2.2

Manual de Campo para Operadores

Pág. 144 de 151

Prevención de Espuma General La espuma se produce a causa de la liberación de micro burbujas en el petróleo, debido a una gran caída de presión o una evolución de gas retardada causada o la liberación de gases pesados. (C2, C3, CO2). La espuma puede causar 'carry-over' de petróleo hacia los quemadores de gas, y traer como consecuencia la contaminación ambiental.

Preparación •

Conecte una bomba de inyección de química aguas arriba del choke manifold.

•

Disminuya el nivel de líquido dentro del separador incrementando la presión de separación.

Procedimiento

5.2.3

•

Incremente la temperatura del fluido, haciéndolo pasar a través del Steam Exchanger antes de fluir hacia el separador.

•

Inyecte anti-espumante aguas arriba del choke manifold.

•

Incremente el tiempo de retención dentro del separador.

Ruptura de Emulsión

General La emulsión afecta las tasas de producción de petróleo y agua, por lo tanto es importante romper la emulsión de manera eficiente y lo más rápido posible.

Procedimiento La ruptura de la emulsión se puede llevar a cabo de la siguiente forma: •

Incremente la temperatura del fluido.

•

Inyecte químicos desmulsificante.

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Los siguientes factores pueden ayudar a prevenir la formación de espuma:

Surface Well Testing

5.2.4

5.2.4.1

Manual de Campo para Operadores

Pág. 145 de 151

Inhibición de Hidratos

Inhibición de Hidratos

General El Gas Natural siempre contiene vapor de agua y el Gas del Yacimiento casi siempre está saturado con vapor de agua a condiciones de presión y temperatura de fondo.

•

Los cambios de presión y temperatura desde fondo hasta la superficie, siempre causan condensación de una parte de esa agua contenida en el gas.

•

El agua libre en el gas es un gran problema porque tiende a congelarse dentro de los equipos de superficie formando hidratos, haciendo que los medidores y las válvulas queden fuera de operación. Además, de causar taponamientos dentro de la tubería.

•

El proceso de formación de hidratos se acelera cuanto se tienen altas velocidades de flujo, fluctuaciones en la presión o cualquier otro tipo de agitación, tal y como ocurre en los codos ubicados en las líneas de tubería.

•

Mientras mayor sea la presión del gas, mayor será la temperatura a la cual comenzara la formación de hidratos.

Prevención y Eliminación de Hidratos General La formación de hidratos puede ocurrir el cualquier punto en los equipos de well testing, lo cual causará un bloqueo en el paso de fluido y por consiguiente un incremento de presión significativo en esa sección de tubería.

Preparación •

Calibrar correctamente los pilotos de alta y baja presión (normalmente 10% menos a la WP de la sección de tubería o equipo).

•

La presión aguas arriba y aguas abajo del choke manifold debe ser monitoreada constantemente para evidenciar cualquier cambio significativo de presión de presión.

•

Se debe disponer de productos químicos como Metanol y Glicol, tanto para romper como para prevenir la formación de hidrato.

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5.2.4.2

•

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 146 de 151

Procedimiento

5.2.5

Caliente el Gas a una temperatura mayor a la temperatura de formación de hidratos. Es recomendable posicionar el calentador lo más cercano posible al choke manifold.

•

Una vez que se tenga presencia de gas en superficie, inicie la inyección de Glicol aguas arriba del choke manifold para prevenir la formación de hidratos.

•

Se recomienda reducir la presión de la línea una vez que se tiene formación de hidratos.

•

La inyección de Metanol ayuda a disolver el hidrato formado. Este se debe inyectar aguas arriba del choke manifold una vez que se ha generado el hidrato.

Control de Arena

Control de Arena General •

Si se tiene una alta producción de arena durante el periodo de limpieza, se pueden generar los siguientes problemas: Erosión de la tubería Taponamiento de la tubería

•

El problema de erosión es el más complicado ya que ocurre rápido y no da tiempo de responder. En caso de esperarse una alta producción de arena, se recomienda utilizar equipos que permitan controlar y/o procesar dichos sólidos.

Preparación La producción de arena puede ser monitoreada mediante el uso de sensores ubicados en la línea de flujo. Estos sensores permiten determinar la tasa de producción de arena mediante el impacto de las partículas sólidas en la tubería.

Procedimiento •

Durante la fase de limpieza se debe monitorear con frecuencia el espesor de la pared de la tubería, con la finalidad de verificar el efecto de la erosión causado por las partículas sólidas.

•

Para controlar cantidades elevadas de producción de arena se recomienda realizar la completación con empaque con grava.

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5.2.5.1

•

Surface Well Testing •

Manual de Campo para Operadores

Pág. 147 de 151

Tomar muestras de BSW en envases de 100 cc para mejorar el porcentaje de precisión, y determinar el peso de la muestra constantemente.

Procedimiento Operacional •

Abrir y fluir el pozo hacia los quemadores hasta desplazar todo el fluido de completación, sin utilizar el equipo de control de arena.

•

Monitorear las concentraciones de CO2 y H2S.

•

Cuando la tasa de producción de arena ha sido determinada, mediante el uso de los sensores, se debe proceder a pasar el flujo de fluido a través del la trampa de arena o filtro de arena, con la finalidad de disminuir dicha producción.

•

Cuando la tasa de producción de arena ha sido controlada proceda a fluir a través del separador, e iniciar la evaluación del pozo.

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Surface Well Testing

6

APENDICE

1.

Longitud

Manual de Campo para Operadores

Pág. 148 de 151

Tablas de Conversión

Ejemplo: Transformar 50 pulgadas a metros. De la tabla: 1 metro = 39.3700787 pulg

Se divide 1 metro entre 39.3700787 pulgadas y luego se multiplica por 50 pulgadas. El resultado se obtiene en metros. 2.

Superficie

Ejemplo: Transformar 150 m2 a pies2. De la tabla: 1 m2 = 10.76391 ft2

10.76391 ∗ 150 = 1614.58 1 Se divide 10.76391 pies cuadrado entre 1 metro cuadrado y luego se multiplica por 150 metros cuadrados. El resultado se obtiene en pies cuadrados.

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1 ∗ 50 = 1.27 39.3700787

Surface Well Testing

3.

Manual de Campo para Operadores

Pág. 149 de 151

Volumen

Ejemplo: Transformar 1000 pies cúbicos a barriles. De la tabla: 1 ft3 = 0.1781076 barriles

Se divide 0.1781076 barriles entre 1 pies cúbico y luego se multiplica por 1000 pies cúbicos. El resultado se obtiene en barriles. 4.

Presión

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0.1781076 ∗ 1000 = 178.1076 1

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 150 de 151

Ejemplo: Transformar 300 bar a psi (lib/in2) De la tabla: 1 psi = 0.0689476 bar

1 ∗ 300 = 4351.13 0.0689476 Se divide 1 psi entre 0.0689476 bar y luego se multiplica por 300 bar. El resultado se obtiene en psi.

5.

Temperatura

Transformar 300 degF a centígrados. En este caso se debe aplicar la fórmula correspondiente al resultado deseado:

C=

( F − 32) (300 − 32) = = 148.88 1 .8 1 .8

Como deseamos transformar el valor en grados centígrados, utilizamos la primera ecuación. Reemplazando el valor correspondiente a grados Fahrenheit (300 F) en la ecuación, y realizando el cálculo, obtenemos el resultado en grados centígrados (148.88 C).

6.

Tiempo

TIEMPO 1 Día = 24 horas 1 hora = 60 minutos 1 minuto = 60 segundos

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Ejemplo:

Surface Well Testing

Manual de Campo para Operadores

Pág. 151 de 151

Ejemplo: Transformar 700 minutos a días. De la tabla: 1 día = 24 horas 1 hora= 60 minutos Por lo tanto:

1 ∗ 700 = 11.66 60 Se divide 1 hora entre 60 minutos luego se multiplica 700 minutos. El resultado se obtiene en horas.

Luego:

Se divide 1 entre 24 horas luego se multiplica por la cantidad de horas 11.66 hr. El resultado final se obtiene en días.

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1 ∗ 11.66 = 0.48 24