3_Separators-Spanish Version (2)

August 11, 2017 | Author: Robin Soto | Category: Gases, Liquids, Petroleum, Pressure, Software Testing
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Descripción: Manual de Separadores de WFT....

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Unidad 3:‐ Separadores     Elementos Relevantes de la Competencia/Criterios de Desempeño:‐    Separadores  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐1  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐2  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐3  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐4  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐5  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐6  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐7  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐8  U3‐EvL1‐SWT‐E1‐9    Separadores  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐1  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐2  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐3  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐4  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐5  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐6  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐7  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐8  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐9  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐10  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐11  U3‐EvL1‐SWT‐E2‐12 

Elemento  1  Tipos de Separador  Separadores de Dos Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad  Operaciones con Separadores de dos Fases; Explique los requerimientos y  procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación  Operaciones con Separadores de Dos Fases; Explique los requerimientos y  procesos para el mantenimiento en campo  Separadores de Tres Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad  Operaciones con Separadores de Tres Fases; Explique los requerimientos y  procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación  Operaciones con Separadores de Tres Fases; Explique los requerimientos y  procesos para el mantenimiento en campo  Separadores de Cuatro Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad  Operaciones con Separadores de Cuatro Fases; Explique los requerimientos y  procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación  Operaciones con Separadores de Cuatro Fases; Explique los requerimientos y  procesos para el mantenimiento en campo  Elemento  2  Componentes del Separador  Sistemas de Medición de Gas; Identifique, explique la funcionalidad  Corrida del Medidor de Gas; Identifique, explique la funcionalidad  Puntos de Muestra; Identifique, explique la funcionalidad  Válvulas de Seguridad de Presión; Identifique, explique la funcionalidad  Disco de Seguridad; Identifique, explique la funcionalidad  Indicadores de Nivel; Identifique, explique la funcionalidad  Válvulas y Reguladores del Proceso; Identifique, explique la funcionalidad  Controladores del Proceso; Identifique, explique la funcionalidad  Suministro de Instrumentación de Control; Identifique, explique la  funcionalidad  Medidor de Orificio Daniels; Identifique, explique la funcionalidad  Probador de Reducción; Identifique, explique la funcionalidad  Probador de Reducción; Realizar bajo supervisión; operación y cálculo del  factor de reducción según la instrucción aplicable de los fabricantes y el SOP  relevante 

 

Página 1 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Separadores Unidad 3 

 

Separadores     Objetivos:‐   Al terminar este segmento, usted podrá:   Identificar y explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de separadores de prueba y  sus componentes principales.  

Separadores de 2 fases Vs 3 fases Vs 4 fases 



Componentes internos de un separador  



Instrumentación/control  o Medidores de líquido, tipo y construcción  o Medidores de gas, caja y accesorios Daniels  o Componentes de control de la contra presión del gas  o Componentes del control del nivel del líquido  o Regulación del instrumento del suministro de aire  o Tubos indicadoras y llaves de comprobación de los tubos indicadores  o Dispositivos de desfogue de seguridad del separador 

 Describa los procedimientos correctos de Instalación,  puesta en marcha y apagado.   Explique  los  procedimientos  básicos  de  mantenimiento  para  el  tipo  Estándar  de  Weatherford.   

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Separadores Unidad 3 

 

Puntos de Seguridad:‐   A los containers cerrados tales como el separador no debe entrarse sin un Permiso de  Entrada a Espacio Confinado.   La  atmósfera  al  interior  del  separador  puede  ser  explosivo  o  anóxica    (no  sustenta  la  vida).   Debe  tenerse  cuidado  cuando  se  esté  operando  cualquier  válvula  o  equipo  ya  que  el  container tiene fluidos energizados que si se liberan pueden causar daño a la persona o  al medio ambiente.   Los separadores deben ser conectados a tierra según el SOP.   Los separadores deben ser purgados/lavados a presión con un gas inerte antes del envío  hacia y desde las locaciones de campo.   Si  ha  habido  H2S  en  el  container,  entonces  este  deberá  ser  purgado/lavado  a  presión  con un inhibidor de H2S para neutralizar los efectos del H2S.   Los  separadores  no  deberán  ser  levantados  o  deslizados  mientras  contengan  algún  líquido.   Las  válvulas  de  desfogue  del  separador  deben  tener  los  registros  de  certificación  vigentes.  Puntos de Calidad:‐   Los separadores deben ser limpiados de todos los sólidos/mugres que es probable que  se junten en el fondo del cantainer.   Deberá  limpiarse  regularmente  las  partes  internas  del  separador  y  deberán  estar  en  buen estado.   Los dispositivos de medición deben estar calibrados y listos para usarse.   La  instrumentación  debe  estar  en  buen  estado  de  funcionamiento  y  debe  hacerse  la  prueba de funcionamiento completamente antes de comenzar cualquier prueba.   Los  tubos  indicadores  deben  estar  en  un  estado  de  uso  limpio  antes  del  inicio  del  trabajo.   El cantainer debe tener un certificado vigente de inspección, cuya vigencia debe sobre  pasar la duración del trabajo.    

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Introducción  Los  separadores  son  exactamente  lo  que  el  nombre  sugiere,  un  cantainer  usado  para  separar los fluidos y sólidos producidos en sus respectivas fases.  Las fases son:  o Sólidos  o Gas  o Crudo   o Agua    Weatherford usa containers de 2 fases, 3 fases y 4 fases.  1. Containers de 2 fases: separación de liquido (petróleo y agua) y gas  2. Containers de 3 fases: separación de petróleo, agua y gas  3. Containers de 4 fases: separación de petróleo, agua, gas y sólidos  Nota: Los containers de 3 y 4 fases pueden ser usados como containers  de 2 fases     Pueden tener una construcción vertical u horizontal.  Los  más  comunes  son  los  containers  horizontales.  El  separador  horizontal  permite  una  mayor duración de retención para que los fluidos se separen.   

    La duración de retención es una medida del tiempo teórico en que una molécula del líquido  permanece en el container  a una velocidad de circulación específica. 

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El 100% de la producción entra el container por el orificio de entrada.   Las fases ya separadas circulan hacia afuera del container a través de las salidas designadas:   La salida del gas desde la parte superior del área de separación del vapor   La salida del agua desde la parte inferior del compartimento del agua   La salida del crudo desde la parte inferior del compartimento del crudo  Salida del Gas Entrada del Separador 

Salida del Agua

Salida del Crudo   Salida del Gas

Entrada del Separador 

Salida del Agua

Salida del Crudo

 

  A: Placa de desviación de entrada  B: Empaque de coalescencia    C: Placas verticales de desviación    D: Rompedores del Remolino   

E: Elemento de Desplazamiento del     Nivel del Aceite    F: Extractor del Vapor

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Separadores Unidad 3 

 

Principios de la Separación  La  separación  de  fluidos  en  sus  fases  individuales  de  gas,  crudo,  agua  y  sólido  ocurre  al  interior del container de separación sin la ayuda de ninguna pieza móvil mecánica.  La separación ocurre usando leyes sencillas de física:    (Aproximadamente en el orden en que ocurre la separación) 

Restricción: a medida que el fluido entra en el container este es conducido contra un grupo  de placas de desviación. Las placas de desviación  tienen el efecto de separar el fluido de la  corriente  en  piezas  más  pequeñas  y  ayudar  a  que  el  gas  libre  se  escape  inicialmente  del  crudo (similar a sostener una manguera de incendios cerca a una pared).  Cambio de dirección provocada al forzar al crudo hacia abajo y hacia el fondo del container.  Cambio  de  velocidad  al  llevar  el  crudo  desde  un  tubo  pipe  de  4”  de  diámetro  hacia  un  container de 48” de diámetro.  Asentamiento: el líquido cae hacia el fondo del container donde se le permite asentarse por  un período de tiempo, durante el período de asentamiento los efectos de la gravedad y la  diferencia de densidad actúan, lo que permite que cualquier sólido del líquido caiga hacia el  fondo del container y que el agua caiga hasta el fondo del líquido.   El cambio en la presión debido a las condiciones en el choque para estabilizar la presión del  separador  fomenta  que  el  gas  “hierva”  y  salga  de  la  fase  líquida.  El  gas  naturalmente  se  eleva hasta la parte superior del container.  En la parte superior del container el gas entra en contacto con una serie de láminas planas  en  forma  de  lo  que  se  llama  un  sello  de  coalescencia.  El  sello  de  coalescencia  atrae  al   líquido  que  está  siendo  transportado  con  el  gas  para  que  se  pegue  a  su  superficie.  Las  gotitas del líquido se combinan entonces hasta un punto donde la masa supera la adhesión  a la superficie de la lámina y el liquido entonces se precipita nuevamente hacia el líquido en  el compartimiento de asentamiento.   El  gas  menos  la  mayor  parte  de  su  componente  liquido  avanza  entonces  a  lo  largo  de  la  parte superior del container hasta la salida del gas.  En la salida del gas, se hace que este  pase  a  través  de  un  “extractor  de  vapor”  en  forma  de  fibras  de  malla  de  alambre  de   componentes muy juntos. Este tiene el efecto de atrapar hasta el último líquido que pudiera  estar aún presente con el gas. El gas “seco” deja entonces el container a través de la línea  de salida para ser medido por el dispositivo de medición de gas.    Los  componentes  más  ligeros  del  líquido  que  se  han  asentado  en  el  compartimiento  de  asentamiento pasan entonces sobre una lámina de rebosadero (o stand pipe) hacia adentro  Página 6 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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del compartimiento del crudo. El compartimiento del crudo permite que la fase del crudo  cree un sello líquido dentro del container para que el líquido que esté saliendo sea medido  por flujómetros de crudo antes de salir del container.  En los containers de 2 y 3 fases los sólidos que son recogidos en el fondo del container son  removidos  mediante  la  Limpieza  del  container  después  del  trabajo.  Por  esta  razón  debe  tenerse cuidado de no inundar los containers con sólidos muy temprano en el proceso de  hacer circular a través del separador.  En un container de 4 fases los sólidos que son recogidos en el fondo del container se purgan  desde el container usando un dispositivo que agita los sólidos forzando al agua a mezclarse  con los ellos y así a remover los sólidos desde el fondo del container.      La  gráfica  a  la  derecha  muestra  un  sistema de sparge que se usa  para    purgar  los  sólidos  desde  el  fondo del separador de 4 fases.        Par ayudar al proceso de la separación, puede agregarse calor a los fluidos, el cual alterará  la viscosidad de los fluidos.  Puede  agregarse  químicos  para  ayudar  a  separar  el  agua  del  crudo  y  puede  agregarse  químicos para hacer que el crudo deje de formarse en una parafina.  Si hay líquidos todavía con el gas esto puede deberse a dos razones principales.  1. El nivel del líquido se mantiene en un nivel demasiado alto.  2. La velocidad del gas que pasa a través del empaque de coalescencia es demasiado  alta    provocando  que  el  gas  transporte  el  crudo  que  debía  haberse  adherido  al  empaque de coalescencia en la línea de salida del gas.         Página 7 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Las  unidades  con  diseño  vertical  se  usan  normalmente  para  aplicaciones  de  gas  con  alta  velocidad.  Los  containers  verticales  también  son  usados  costa  afuera en plataformas donde hay un espacio limitado  en la plataforma dentro del área de la zona 2. Tener  un  área  más  pequeña  es  una  gran  ventaja;  sin  embargo,  la  desventaja es  que  el  peso/pie  cuadrado  es mucho mayor.  La  preferencia  está  entre  los  límites  de  carga  de  la  plataforma Vs. el espacio de la plataforma.    Los  separadores  también  están  montados  sobre  trailers  para  trabajo  en  tierra,  esto  es  ventajoso  cuando  debe  probarse  un  gran  número  de  pozos  por  intervalos  cortos.  El  tiempo  de  instalación  y  desinstalación  se  reduce  drásticamente cuando los packs  para  prueba  de  pozos  se  montan en trailers.  El  trabajo  costa  afuera  requerirá  en  general  que  los  containers  sean  montados en patines DNV para costa  afuera (o el equivalente). Esta gráfica  muestra  un  conjunto  para  prueba  de  pozo  que  está  siendo  movilizado  hacia el campo.  Todos los conjuntos para levante y los  patines  son  certificados  por  una  3a  parte  asesora  reconocida  e  independiente.  Hay  una  posibilidad  fuerte  que  el  cliente  no  permita  que  el equipo sea levantado sobre el container de suministro si no hay disponible un conjunto  de certificaciones.  Página 8 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Comparación de Separadores Horizontales y Verticales  Consideraciones:  

1.  2.  3.  4.  5.  6.  7.  8.  9.  10.      11.  12. 

Eficacia de la Separación  Estabilización de los Líquidos Separados  Adaptabilidad  a  condiciones  variantes  (como  la  “dirección”  de  la  circulación)  Flexibilidad de la operación (como el ajuste del nivel del líquido)  Capacidad (mismo diámetro)  Costo por capacidad de unidad  Capacidad para manejar material espumosos  Capacidad para manejar crudo espumosos  Adaptabilidad al uso portátil  Espacio para la instalación       Plano Vertical       Planta Horizontal  Facilidad de instalación  Facilidad de inspección y mantenimiento 

Mono  tubo  horizontal 

Mono  tubo  Vertical 

1  1  1 

2  2  2 

2  1  1  3  1  1    1  3  2  1 

1  2  2  1  2  3    3  1  3  3 

*Características 1‐Más Favorable 2‐Intermedio 3‐Menos Favorable   Para  operaciones  generales,  la  comparación  favorece  al  separador  vertical,  pero  el  comportamiento  del  separador  depende de las partes internas, los accesorios asociados, más el tipo de pozo a ser probado.  *Tabla tomada del Libro de Producción de Petróleo,  Vol. 1 Thomas C. Frick 

El separador es el corazón en el desarrollo de una prueba a pozo, el propósito principal es  separar  y  medir  la  velocidad  de  circulación  de  cada  fase.  Este  es  un  container  de  presión  usado  para  separar  los  fluidos  producidos  en  los  pozos  de  crudo  y  gas  en  componentes  gaseosos y líquidos.   Un  separador  de  crudo  y  gas  generalmente  incluye  los  siguientes  componentes  y  características esenciales:  1. Los componentes mecánicos principales incluyen:  o Un manifold de entrada y by‐pass   o Una placa de desviación fijada en la boquilla de la entrada  o Una sección de asentamiento para permitir que los fluidos se separen  o Un  extractor  de  vapor  para  remover  del  gas  las  partículas  pequeñas  de  líquido   o Salida del gas  o Sección  de  asentamiento  del  líquido  para  remover  el  gas  del  crudo  y/o  separar el crudo y el agua  o Salida del crudo   o Salida del agua  o Válvulas de drenaje  o Medidores de gas, crudo y agua  Página 9 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Separadores Unidad 3 

 

o Dispositivos de seguridad  2. Cuerpo  del  container  seleccionado  para  que  sea  lo  suficientemente  grande  para  manejar sacudidas de fluido, que podrían ser burbujas grandes de aire o sacudidas  de  fluido.  3. Container  también  lo  suficientemente  grande  para  permitir  suficiente  duración  de  retención para una separación eficiente.  4. Las  válvulas  de  descarga  del  líquido  para  controlar  los  niveles  del  fluido,  debe  ser  ajustable.  5. Válvula  de  contra  presión  del  gas  para  controlar  la  presión  del  gas  durante  las  operaciones, instalada en la salida del gas, también necesita ser ajustable.  6. Dispositivos de seguridad, válvulas de desahogo, pilotos de presión.  Se  ha  probado  otros  métodos  de  medición  de  las  velocidades  de  circulación  del  pozo  individualmente  sin  el  uso  de  un  separador  de  prueba.  Hasta  la  fecha,  el  separador  ha  demostrado ser el mejor para un amplio rango de velocidades de circulación y condiciones  del fluido.  Los  flujómetros  multifásicos  se  están  convirtiendo  comunes  en  la  industria  del  petróleo  pero  nunca  reemplazarán  al  separador  completamente  ya  que  el  separador  es  capaz  de  trabajar  sin  ninguna  modificación  con  grandes  variaciones  en  la  velocidad  de  circulación,  densidad del fluido y entrada de fluidos.   Los  separadores  de  prueba  vienen  en  diferente  valores  nominales  de  presión  y  tamaños.  Entre más grande el container más alto el volumen que puede manejar. El tamaño estándar  para  Weatherford es 42 pulg  X 10 pies (42” es el diámetro y 10’ es la longitud), esta no es  la longitud total, no incluimos en la medida los platos de los extremos, la longitud se mide   desde junta a junta (Ejemplo: 10ft SS, o puede ser registrado en el libro de datos como 10  Pies TT). 

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Puede diseñarse containers de prueba individuales para que operen en un amplio margen  de presiones.     

Desde 0 hasta un máximo de 300 psi   Desde 0 hasta un máximo de 600 psi   Desde 0 hasta un máximo de 1440 psi   Desde 0 hasta un máximo de 2160 psi  

En general la presión de funcionamiento será desde alrededor de 30 psi hasta 1,500 psi.  A los separadores de prueba se les puede referir como separadores de 1a fase, separadores  de 2ª fase o como separadores de baja/intermedia y posiblemente alta presión.  

 

Los containers de baja presión o 2a fase se usan generalmente corriente abajo de la  presión alta o de los containers de 1ª etapa. Las aplicaciones varían; pueden usarse  entre 10 y  300 psi.   Los containers de presión intermedia o media están generalmente entre 250 y 700  psi.  Los separadores de alta presión o 1ª etapa operan entre el margen de 750 a 3,000  psi. 

    Fotografía de un separador de 3 fases  heli‐transportable usado para  operaciones en la selva.        Separadores de 2 Fases  En exploración y/o en pozos prolongados, los containers de prueba de 2 fases se usan muy  rara vez como mecanismo principal de separación y medición en las operaciones de prueba  de pozos.  Hay  locaciones,  como  en  Rusia,  donde  las  autoridades  exigen  mediciones  frecuentes,  probadas  y  documentadas  sobre  la  producción.  En  casos  como  este  puede  usarse  un  container simple de 2 fases. 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Comúnmente  los  pozos  se  prueban  mediante  un  container  convencional  de  3  fases  configurado para operar en modo de 2 fases.  El  corte  de  agua,  si  existe,  se  calcula  a  partir  del  porcentaje  total  del  liquido  usando  una  muestra  básica  de  agua  y  sedimento  (BS&W)  tomada  corriente  arriba  del  separador  de  prueba en el manifold de choque.  Este  método  es  confiable  en  aplicaciones  de  aplicaciones de  corte  bajo  de  agua  pero  una  vez que las lecturas  cambian el 10% BS&W los resultados comenzarán a ser poco fiables.  Salida del Gas

Salida del Líquido

 

 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Los separadores de dos fases que se ven frecuentemente como parte de una conexión de  prueba son depósitos cilíndricos (KO Drums), estos separan el líquido restante del gas a  medida que este se dirige hacia el quemadero.  Ejemplos de depósitos cilíndricos KO y un  separador vertical de 2 fases. 

 

       

Trabajo en Tierra 

Trabajo en Tierra

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Separadores de 3 Fases  Como se mencionó en la introducción, hay varios tamaños, valores nominales y diseños de  separadores de prueba para adecuarse a diferentes situaciones y aplicaciones.  La instrumentación no ha cambiado significativamente con los años, esta aplica para todas  las  compañías  de  servicio  grandes  y  pequeñas.  Algunas  han  experimentado  con  controladores de nivel de tecnología de radar. Estos sensores son ideales cuando el vapor,  polvo  o  una  superficie  espumosa  evita  las  mediciones  de  onda  ultrasónica.  Se  ha  encontrado que son buenos para el uso en regímenes de circulación con estado constante  pero muy dificultoso durante las actividades de exploración.  Esta sección también cubrirá la instrumentación que nuestro personal opera en el campo.  Las partes internas de los separadores de 3 fases difieren en estilo; los diseños más viejos  no  permiten  un  acceso  fácil  hacia  dentro  del  container  para  las  inspecciones  etc.  Los  diseños  más  recientes,  permiten  la  remoción  de  todas  las  partes  internas  a  través  de  la  salida  de  escape.    Esta  es  una  gran  ventaja  para  la  limpieza  posterior  del  container  y  posiblemente  entre  las  pruebas,  especialmente  cuando  se  está  operando  en  aplicaciones  con aplicaciones de crudo altamente parafinado o donde la producción de arena ha sido un  problema.  Algunos  containers  están  construidos  con  boquillas  adicionales  por  debajo  de  la  entrada  (normalmente sin ellas) para permitir la limpieza de las partes internas.   

Fotografía mostrando las partes internas  siendo limpiadas durante una operación  Estos Vane Packs están ilustrados en el  Plano General del Ensamble. 

   

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Separadores Unidad 3 

 

El  desempañador  es  muy  importante  para  prevenir  que  las  gotitas  de  líquido  sean  transportadas  junto  con  el  gas  a  medida  que  este  sale  del  container.  Surgirán  problemas  medioambientales  si  quemamos  excesivo  Humo  Negro  y/  o  provocamos  que  el  Crudo  caiga  del  gasómetro  a  medida  que  este  va  a  un Quemadero Costa Afuera    Separadores de 3 fases (continuación)  

 

Separador Típico de 3 Fases  

 

Tabla del I.D de la boquilla (Nota: Los Números de la boquilla son solamente para referencia en  esta ilustración)    Página 15 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Separadores Unidad 3 

 

  Hay otros diseños de separadores de prueba de exploración (verticales). Básicamente todos  usan los mismos principios; tenemos separadores ciclónicos para gas con alto volumen que  usan fuerza centrífuga bastante similar a las unidades desarenadoras. 

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Separadores Unidad 3 

 

A continuación hay un esquema que muestra el principio básico del proceso de separación  al interior del container  DESFOGUE      DESFOGUE 

SALIDA   DEL GAS  INDICADOR  ASPA DEL EXTRACTOR  DE PRESIÓN  DE VAPOR 

 ENTRADA        LIMPIEZA 

      DRENAJE        DRENAJE 

SALIDA   DEL AGUA 

DRENAJE  SALIDA  

DEL CRUDO 

 

La  Ilustración  muestra  un  stand  pipe  siendo  usado  en  forma  opuesta  a  una  placa  de  rebosadero, el estilo placa de rebosadero divide al container en dos compartimientos para  el fluido (uno crudo/uno agua), esto reduce la capacidad del volumen del container.  El diseño de un stand pipe es más eficiente y un sistema más fácil de mantener; otra ventaja  es que un stand pipe está montado a un flange sobre la boquilla de la salida. Esto significa  que puede  cambiarse la altura fácilmente.  Ejemplo: reemplazando el pipe para que iguale  la altura óptima para adecuarse las condiciones.  SALIDA DEL    GAS    El diagrama muestra la Placa de  Rebosadero como alternativa al standpipe. 

DRENAJE

SALIDA DEL  CRUDO 

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Separadores Unidad 3 

 

El fluido entra al container golpeando  una serie de placas de desviación, esto  ayuda a separar todas las fases en sus  componentes individuales.            El crudo y el agua caen hasta el fondo del container, el gas llena la sección superior y sale  vía el extractor de vapor.  Esta  gráfica  es  un  rompedor  del  remolino  de  salida  del  crudo.  Las  boquillas  de  la  salida  tanto  del  crudo  como  del  agua  están  equipadas  con  rompedores  de  remolino.  El  rompedor  de  remolino  previene  la  acción  de  tomar  la  forma  de  cono  causada  por  el  remolino del fluido a medida que pasa a través de las  salidas. Sin un rompedor de remolino en la posición,  es  altamente  probable  que  se  jale  hacia  abajo  y  se  saque el gas a la salida del crudo junto con el crudo.  Esto  daría  una  lectura  alta  y  falsa  del  medidor  de  crudo  y  velocidades  de  circulación  más  bajas  en  el  gasómetro.   Esta gráfica es un rompedor de remolino de la salida  del agua.  En el caso donde el crudo se escape vía la  salida del agua, significaría lecturas bajas del crudo y  promedios de agua más altos que los reales.   

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Puede ser necesario agregar aditivos tales como anti espuma, demulsificantes al fluido con  el fin de ayudar a la separación. Es probable que se necesite calendar el fluido,  normalmente mediante un calentador o un inter cambiador de calor en la línea, corriente  arriba de la entrada del separador.  Separador Ciclónico 

  Los  separadores  ciclónicos  se  usan  para  ayudar  a  mejorar  la  calidad  del  proceso  de  separación.  La  línea  de  entrada  hacia  el  separador  viene  en  forma  tangencial  hacia  el  costado del container. Esto tiene el efecto de provocar que el fluido y el gas se arremolinen  alrededor  del  anillo  en  la  parte  interna  del  container.  La  acción  del  ciclón  lanza  los  componentes  más  pesados  (líquido)  hacia  afuera  del  container  donde  este  se  une  en  el  costado  del  container  y  cae  dentro  de  la  sección  del  líquido.  La  línea  de  reciclado  en  el  costado  del  container  provoca  que  parte  del  gas  sea  sacado  hacia  abajo  desde  la  parte  superior del container y vaya hacia dentro del remolino que está siendo creado por el gas a  medida que pasa hacia arriba a través de la línea de salida.   En la parte superior de la línea  de salida del gas haya ranuras que permiten que cualquier líquido transportado hacia arriba  por el gas sea lanzado nuevamente dentro del ciclón en la parte superior del container.  Página 19 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

  Separadores de Lodo/Gas  

Se usan dos separadores ciclónicos de lodo/gas de alta presión, que consisten en containers  indicados  para  5,000  psig  como  el  sistema  de  alta  presión  para  golpear  el  gas  corriente  arriba  para  operaciones  de  perforación  bajo  balance  (UBD).  Son  diseñados  y  construidos  dos containers para manejar grandes velocidades de circulación de gas y liquido/sólidos. La  función de este sistema es disminuir la velocidad de los fluidos producidos por la remoción  de  la  fase  del  gas  antes  de  hacer  circular  el  efluente  del  pozo  a  través  del  dispositivo  de  choque de fluido y de control de nivel. Esto reduce la erosión drásticamente.  Los containers se usan en aplicaciones UBD como separadores de dos fases. Hay en el sitio  alarmas de alto y bajo nivel para proteger el sistema de “sobre carga” o “gas blow‐by”. Los  niveles  del  fluido  se  controlan  por  celdas  de  presión  diferencial    (o  el  equivalente)  y  un  controlador  neumático  (o  el  equivalente).  Los  sistemas  de  back‐up  permiten  que  estas  unidades  sean  controladas  en  forma  neumática  y/o  manualmente  con  la  ayuda  de  un  indicador magnético de nivel.  Hay situada una válvula de apagado activada hidráulicamente en la salida del líquido; esta  es controlada por el sistema ESD y se cerrará si se detecta un nivel bajo de líquido en los  separadores de lodo/gas.                            Página 20 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Separadores Unidad 3 

   

Especificaciones Generales Sour Service con NACE Trim M.A.W.P. 5000 psig Presión de Prueba  7500 psig Temperatura de Funcionamiento del  Diseño:      ‐50oF a  + 250oF 

 

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Separadores Unidad 3 

 

Separador H.P.

Separador  H.P. 

 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Instrumentación  El separador de prueba es una pieza clave del equipo para el proceso de Prueba del pozo y  debe ser mantenido con un estándar alto. Debe hacerse mantenimiento regularmente a los  instrumentos  de  medición  y  ser  calibrados  con  exactitud.  Las  tres  fases  principales    (gas,  crudo,  agua)  se  miden  a  medida  que  abandonan  el  container  de  separación  y  van  a  sus  respectivos destinos.  Las velocidades de circulación tomadas durante las operaciones de prueba al pozo son de la  más alta importancia para nuestros clientes, las mayores decisiones tales como la viabilidad  del pozo para la producción futura o decisiones de perforar pozos para más producción, se  basan en estos resultados.  Las mediciones de fluidos (líquidos) se toman mediante una variedad de diferentes tipos de  medidor:  medidores  de  Turbina,  medidores  de  desplazamiento  positivo  marca  Floco  o  medidores  de  remolino  marca  Rotron.  Los  medidores  de  turbina  han  remplazado  ampliamente a los medidores tipo Floco y Rotron debido a la facilidad de mantenimiento y  disponibilidad de partes de repuesto.  La medición del gas en los containers de prueba se realiza mediante un medidor de orificio  Daniels acompañado por un registrador diferencial Barton.  El  principal dispositivo de seguridad en un separador de prueba es la válvula de desfogue.  Generalmente  hay  dos  de  estas  montadas  en  los  containers.  O  puede  haber  una  combinación  de  una  válvula  de  desfogue  y  un  disco  de  seguridad.  La  unidad  estándar  de  Weatherford está equipada con dos válvulas de desfogue.  Hay  montados  dispositivos  secundarios  de  emergencia  tales  como  los  pilotos  de  presión   como  parte  del  sistema  de  apagado  de  emergencia  (ESD).  Si  se  detecta  una  condición  de  alta  presión  en  el  separador,  entonces  un    relé  de  alta  presión    activará  el  Sistema  ESD  y  cerrará el pozo en el cabezal de pozo o en el árbol de superficie.   Los  indicadores  de  dial,  termómetros,  hidrómetros  y  gravitómetros  Ranarex  son  otros  elementos de instrumentación usados para medir parámetros que se requieren para hacer  cálculos exactos. Todos deben ser mantenidos de acuerdo con las pautas de los fabricantes  y los procedimientos operativos estándar de Weatherford y su calibración debe ser revisada  antes de ser usados durante las operaciones de prueba. 

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Separadores Unidad 3 

 

Contadores de Crudo  Las consideraciones para la selección de los contadores de líquido incluyen:  • Condiciones de operación ‐ presión, velocidades de circulación, temperatura,  cantidad de abrasivos que entran con los fluidos  • Disponibilidad de espacio  • Propiedades del líquido ‐ viscosidad, densidad, presión del vapor   Corrosión  • Disponibilidad de las partes y el servicio  Medidor de Turbina  Toma  Aspas 

 Rotor 

Anillos de Retención 

  La mayoría de la medición del líquido hoy se hace mediante el uso de medidores de turbina  debido a su simplicidad.  Un medidor de turbina es un dispositivo de medición de velocidad de circulación que tiene  un elemento rotativo que detecta la velocidad del líquido en circulación. El líquido hace que  el  rotor  de  la  turbina  rote  a  una  velocidad  proporcional  a  la  circulación  volumétrica.  El  movimiento  del  rotor  se  detecta  normalmente  en  forma  magnética ya  que  el  extremo  de  cada  cuchilla  de  la  turbina  pasa  la  toma  electrónica  y  es  registrado  por  el  dispositivo  de  conteo como un impulso eléctrico.      Las  fotografías    a  la  izquierda  muestran  una  variedad  de  medidores  de  turbina  con diferentes estilos de cuerpo.    Página 24 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Medidor Floco                                                        PUENTE

SELLOS DEL PUENTE

CUCHILLA DEL ROTOR 

ROTOR   

Los medidores Floco miden las “bolsas” de recolección del fluido a medida que el fluido es  arrastrado  a  través  del  medidor.  La  bolsa  de  fluido  que  se  ve  en  verde  está  saliendo  del  medidor. El bolsillo de fluido en amarillo está siendo arrastrado alrededor y hacia la salida  por el fluido en azul a medida que este entra en el medidor. Ya que las cuchillas del rotor  están en contacto con el cuerpo del medidor, el medidor tiende a mostrar une resistencia  medianamente  alta  a  la  rotación,  la  resistencia  se  observa  realmente  como  una  caída  de  presión a través del medidor.    Antes del uso, el medidor debe ser revisado en busca de depósitos de carbonato de calcio o  cualquier  otro  daño  a  las  cuchillas  del  rotor  o  a  los  sellos  del  puente.  El  mecanismo  de  la  cabeza del contador también deberá ser revisado para confirmar que esté midiendo en las  unidades correctas y que gira libremente y que no “tartamudeen”. El tartamudeo puede ser  un  síntoma  que  el  drive  magnético  este  dañado.  Los  medidores  Floco  normalmente  son  exactos pero la exactitud puede verse afectada por cualquier escombro en el medidor o el  gas que pasa través del medidor.  NOTA: El Floco es un modelo Viejo de medidor y es probable que solamente se encuentre en  containers  antiguos. Este ha sido ampliamente reemplazado por los medidores tipo turbina.    

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Medidor Rotron            

Cámara del Remolino  Rotor

         

Placa del Septo 

Cubierta del  Medidor Plug de Calibración 

      Los  medidores  Rotron  funcionan  sobre  el  principio  de  la  velocidad  del  remolino.  La  velocidad  del  fluido  que  pasa  el  rotor  le  proporciona  su  rotación.  Un  septo  (lámina  de  la  sección  inferior)  y  un  plug  de  calibración  permiten  el  ajuste  del  volumen  del  fluido  que  puede pasar por el rotor. Los depósitos o restricciones en la línea corriente arriba o en el  hueco del medidor incrementarán la velocidad del fluido, lo que resultará en lecturas más  altas. Los ejemplos de esto son las juntas empaquetadoras de tamaño muy grande en los  acoples de corriente arriba o un objeto extraño alojado por debajo del septo del medidor.  Debe tenerse cuidado en la selección de la cabeza contadora del medidor para garantizar  que esta iguale el tamaño del medidor y que registre en las unidades correctas. 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Medidor de Orificio Daniels Senior   La  medición  del  gas  se  realiza  usando  un  medidor  de  orificio  Daniels  Senior,  conocido  comúnmente como una Caja Daniels.  Caja Daniels con lámina  de orificio instalada 

El efecto Venturi  crea una vena contracta 

Aspas Enderezadoras 

 

El principio del Sistema de medición del gas es el del efecto Venturi.  A medida que el gas pasa a través de una restricción (lámina de orificio) se crea un área de  baja  presión  corriente  abajo  de  la  restricción  (lámina  de  orificio).  La  magnitud  de  la  reducción en la presión depende de la velocidad del gas que pasa a través de la restricción  (lámina de orificio); entre más grande la velocidad, mayor la reducción en presión sobre  el  costado corriente abajo de la restricción (lámina de orificio). La diferencia en presión entre  la  presión  corriente  arriba  de  la  placa  del  orificio  y  la  del  lado  de  corriente  abajo  de  la  lámina del orificio se mide con el uso de un registrador diferencial Barton. Antes de pasar a  través  del  orificio,  el  gas  entra  en  una  serie  de  aspas  enderezadores.  La  función  de  estas  aspas enderezadoras es cambiar la circulación del gas de un estado turbulento a un estado  de circulación laminar.  

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Aparato Registrador Barton 

 

  El aparato registrador Barton está compuesto de tres dispositivos de registro:  1. Un  tubo  helicoidal  arrollado  para  medir  la  presión  estática  del  separador  medida  sobre el costado corriente debajo de la lámina de orificio.  2. Un registrador de temperatura que mide la temperatura del gas corriente debajo de  la lámina de orificio.  3. Un resorte de fuelles opuestos para registrar la presión diferencial creada a través  de  la  lámina  de  orificio  por  la  velocidad  del  gas  a  medida  que  pasa  a  través  del  orificio.   

NOTA:  Las  revisiones  de  funcionamiento  y  operacionales  que  debe  hacerse  al  registrador  Barton se verán en Medición del Gas.    Página 28 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Control de Presión               La presión en el separador se mantiene mediante un controlador de presión Fisher Wizard  el cual controla la posición de un accionador directo Fisher 657.  

      

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

  Presión constante del container a 500 PSI  Salida a la válvula de Contra Presión de 15PSI 

 

La presión del container se alimenta al tubo arrollado del controlador wizard. Si la presión  del  container  se  eleva  debido  a  un  incremento  en  la  velocidad  de  circulación  dentro  del  container,  el  tubo  arrollado  detecta  el  incremento  en  la  presión  y  se  expande  desde  la  boquilla. La presión en la boquilla disminuye, esto hace que la presión en la parte superior  del diafragma disminuya cerrando la válvula B y abriendo la válvula A.  La presión en la parte  superior del diafragma del accionador de Fisher 657 se reduce, lo que provoca entonces que  la válvula se abra, reduciendo la presión en el container. 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

La  presión  con  la  cual  se  opera  un  separador  puede  variar,  dependiendo  del  grado  de  separación  que  se  desee,  la  presión  de  producción  del  pozo,  las  condiciones  críticas  de  circulación en el manifold del choque y el valor nominal de presión del container. La presión  óptima a la cual corre un separador es la presión que resultará de la producción económica  más alta de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Si la presión del separador es  demasiado  alta,  se  perderá  más  líquido  en  la  fase  del  gas  en  el  tanque.  Si  la  presión  es  demasiado  baja,  muchos  de  los  componentes  ligeros  del  hidrocarburo  no  se  estabilizarán  dentro del líquido en el separador y se perderán hacia la fase del gas. En realidad la presión  más baja a la cual un separador puede ser operado es la presión en la cual el fluido pueda  ser “empujado” desde el container hasta el tanque, quemador o pipe line.   Al  tratar  con  un  medio  de  producción,  entre  más  etapas  de  separación  después  de  la  separación  inicial,  más  componentes  livianos  se  estabilizarán  en  la  fase  del  líquido.  Sin  embargo, la economía en las mejoras puede ser insignificante después de un cierto número  de etapas.  Con el fin de mantener la presión en un separador, debe efectuarse un sello líquido en la  parte inferior del container. Este sello líquido previene la pérdida de gas que sale de la línea  del líquido. Este requiere un controlador del nivel del líquido y una válvula para mantener  un nivel constante en el separador.    Niveles del Líquido en el Separador           

  Alambique externo del pozo mostrando la posición del elemento de desplazamiento.    Página 31 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

   

Controlador de Nivel Fisher Tipo 2500  Los  líquidos  separados  salen  del  container  a  través  de  la  válvula  de  descarga  del  líquido,  cuya posición es regulada por un controlador de nivel.  El  controlador  de  nivel  detecta  el  cambio  en  el  nivel  del  líquido  y  controla  la  válvula  de  descarga (accionador inverso 667), respectivamente.  La forma más común de controlador usa un elemento de desplazamiento para detectar los  cambios en el nivel.   Las válvulas de control del crudo/agua normalmente están cerradas lo que significa que si  hay una pérdida del suministro al instrumento del aire (gas), las válvulas fallarán para llegar  a la posición de cerradas.   Hay un respiradero que tiene un filtro en la parte posterior de la mayoría de controladores.  Esto evita que la humedad se acumule en la caja y evita que la presión se acumule dentro  de  la    caja.  Deje  el  hueco  abierto  y  revíselo  periódicamente  para  ver  que  no  se  haya  obstruido.  Cuando  se  use  un  separador  de  gas  como  el  suministro  del  instrumento  este  puerto  puede  ser  direccionado  para  ventilar  el  gas  hasta  un  área  segura.  Esto  es  particularmente importante en los separadores que no están cerrados (“en contenedores”)  para prevenir la acumulación de gas dentro del recinto.  

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

  Elemento de desplazamiento de 14 pulgadas de largo.  Pesa 4.75 libras  Secar al Aire  2.94 Libras ½ Inmerso en Agua  1.14 Libras completamente inmerso en Agua 

Elemento de   desplazamiento 

Tubo de Bourdon

   

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Una alternativa al Controlador Tipo Fisher Tipo 2500 es el controlador Tipo Fisher L2  

Controlador de Nivel del Líquido Fisher 12

  Para  el  control  del  nivel  del  líquido  puede  usarse  estos  controladores  en  uno  de  los  dos  modos  operacionales,  modo  de  control  directo  por  la  acción  de  obturación,  donde  el  cambio en la salida desde el controlador es proporcional al cambio en el nivel del container,  o  modo  de  control  por  acción  directa  de  encendido/apagado,  donde  el  controlador  responde  a  un  nivel  particular  en  el  container  y  se  desengancha  rápidamente  y  abre  la  válvula  de  control,  el  nivel  hasta  graduarse  y  el  controlador  se  desengancha  y  cierra  la  válvula nuevamente. 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Suministro del Aire o Gas del Instrumento   Cuando se usa de un sistema de suministro del taladro o de un compresor proporcionado  por Weatherford, las 100 psi (aproximadamente) se alimentan directamente a un Fisher 67  AFR.  El    67  AFR  fijado  a  cada  controlador  regula  la  presión  para  adecuarse  a  los  requerimientos de los controladores individuales. Los controladores estarán diseñados para  tener un suministro bien sea de 35 psi para un controlador de 6 psi hasta 30 psi  o 20 psi  para un controlador de 3 psi a 15 psi.    Confirme  que  el  hueco  pequeño  en  “A”  no  esté  bloqueado. 



  A 

Revise  que  no  haya  corrosión  entre  los  distintos  metales en el punto “B”.   

Inlet  Entrada 

Outlet Salida 

Drene  regularmente  los  fluidos  acumulados  en  la  válvula en  “C”.     

 



  Si se está usando el gas producido, el 627  (o  el  más  antiguo  630)  es  el  regulador  principal  que  baja  la  presión  del  suministro  del  gas  del  separador  desde  1440  psi  hasta  aproximadamente  100  psi  para suministrarle al controlador 67 AFR.       

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

  Observe  en  los  reguladores  la  flecha  de  circulación  y  cerciórese  que  el  regulador  esté  instalado en el camino de la circulación y en la dirección correcta.  Si  el  gas  producido  contiene  algo  de  H2S  entonces  no  puede  ser  usado  para  operar  los  sistemas de control. El H2S destruirá los diafragmas de caucho en los reguladores así como  también  dañará  los  componentes  de  metal.  Debe  usarse  una  fuente  externa  de  aire  o  propano.  En  locaciones  costa  afuera  solamente  puede  usarse  aire  comprimido  como  el  instrumento de suministro de aire.    

Separador de Gas 

Container de Separación 

Presión de salida regulada bien  sea a 35Psi o 20Psi 

Cuba para lavado del Gas 

 

Para el diagrama anterior, cerciórese que su cuba para el lavado del gas esté indicada para  la misma presión que su separador. La mayoría de cubas para lavado del gas están indicadas  solamente para 250 psi; en este caso el regulador 627 debe ser colocado corriente arriba de  la cuba de lavado del gas.

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Tubos Indicadores  Los tubos indicadores y las válvulas del tubo indicador deberán ser  del  valor  nominal  correcto  de  presión  y  temperatura  para  adecuarse a la clasificación del container.   Es  esencial  que  durante  la  puesta  en  marcha  y  la  operación  en  curso  del  separador,  los  niveles  de  la  interface  del  crudo  y  crudo  /agua puedan verse claramente.  Si hay alguna duda si los tubos indicadores están limpios, deben ser  limpiados.       Se recomienda el siguiente procedimiento para limpiar los tubos indicadores  1. Aísle  el  container  del  tubo  indicador  cerrando  las  2.

3. 4. 5. 6. 7. 8. 9. 10.

válvulas A y B.  Drene  cualquier  líquido  y  gas  del  tubo  indicador  a  través  de  la  válvula  C  hacia  un  contenedor  apropiado  para  el  desecho.  Cerciórese  de  drenar  el  tubo  indicador y que no haya válvulas con fugas.  Retire el plug superior  Cierre la válvula   Llene el tubo indicador con diesel (o el equivalente)  Limpie  por  dentro  con  cepillo  para  frasco  o  con  un  trapo  Drene  a  través  de  la  válvula  de  drenaje  inferior  C  y  deje la válvula C en posición cerrada  Vuelva a colocar el plug superior  Vuelva  a  presionizar  el  tubo  indicador  abriendo  lentamente la válvula B    Abra lentamente la válvula A y confirme que se vea el  nivel claramente. 

PRECAUCIÓN:  NO  DESARME  el  tubo  indicador;  el  re  ensamble debe ser realizado por una tercera parte certificada.  

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Válvulas de Aislamiento del Tubo Indicador  Las válvulas de aislamiento del tubo indicador están diseñadas para actuar como  “válvulas  de retención de velocidad” en el evento que el tubo indicador se rompa.   Para asegurarse que las válvulas de retención funcionen exitosamente, es esencial que las  válvulas estén en posición completamente abiertas, de otra manera si el tubo indicador se  rompe la válvula de velocidad no sellará.    Grifo del Tubo Indicador en Posición Cerrado 

Grifo del Tubo Indicador en Posición Abierto 

Grifo del Tubo Indicador en Posición de Válvula de Retención de Velocidad

   

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Tubo indicador fragmentado, breve escape de hidrocarburos   

      Grifo del tubo indicador Daniels desensamblado 

 

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 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

 

Dispositivos y Características de Seguridad  Los  separadores  de  prueba  son  equipados  continuamente  durante  las  operaciones  y  se  observan en las áreas de la zona 2 costa afuera, donde el espacio con frecuencia es estrecho  y con frecuencia se tiende a colocar el equipo junto.  Debe dársele protección contra la sobre presión y/o ruptura a las personas que operan el  equipo y al equipo en sí.  Tendrá que haberse tomado precauciones antes del la instalación del equipo para prevenir  y/o minimizar los efectos de una falla no controlada causada por un error en el sistema. Los  dispositivos de seguridad de la siguiente lista o similares pueden encontrarse en todos los  separadores de prueba de pozos.  Está instalada una válvula de desfogue accionada por resorte u operada por piloto en todos  los  separadores  de  petróleo  y  gas  para  aliviar  la  presión  alta  insegura  en  un  container.  Normalmente están graduadas por debajo del diseño de la presión de funcionamiento del  container.  Ajuste de la Graduación  de Presión 

     

Diafragma de Detección 

 

       Válvula Principal 

 

   Cúpula 

          Pistón de    Retroalimentación 

   

Pistón 

     

Por debajo de la Presión de Graduación con la Válvula Principal Cerrada 

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En muchas áreas se requiere que las válvulas de desfogue tengan calibración y certificación  por  una  tercera  parte.  Las  válvulas  de  desfogue  de  seguridad  deberán  ser  lo  suficientemente  grandes  para  manejar  toda  la  capacidad  nominal  del  separador.  Normalmente  están  equipadas  en  tándem  con  una  válvula  de  desfogue  de  back‐up  o  en  combinación con discos de seguridad.  La  mayoría  de  países  tiene  legislación  que  exige  que  se  les  haga  mantenimiento  a  las   válvulas  de  desfogue  de  seguridad,  que  sean  re  calibradas  y  certificadas  anualmente  a  su  punto nominal.                        Cabezales de Seguridad o Discos de Seguridad  Los  cabezales  de  seguridad  o  discos  de  seguridad  son  un  dispositivo  que  contiene  una  membrana  de  metal  delgado  que  está  diseñada  para  romperse  cuando  la  presión  en  el  container  alcanza  un  valor  predeterminado.  Este  usualmente  es  el  105%  de  la  presión  de  funcionamiento del diseño del container. El  cabezal de seguridad se selecciona usualmente  de tal manera que no se rompa hasta después que se haya abierto la válvula de desfogue o  que esta no pueda evitar la acumulación excesiva de presión en el separador. No opere un  separador  de  crudo  y  gas  sin  que  esté  instalado  un  cabezal  de  seguridad  o  disco  de  seguridad del tamaño correcto.   

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NOTA:  Los  discos  de  seguridad  no  son  un  equipo  estándar  en  los  separadores  de  Weatherford. Si usted encuentra un separador equipado con discos de seguridad  por favor  notifíquele a su supervisor inmediatamente. 

  Todos los dispositivos de alivio de seguridad deberán ser instalados tan cerca al container   como  sea  posible  y  de  tal  manera  que  la  fuerza  de  reacción  provocada  por  el  escape  repentino  y  violento  de  los  fluidos  no  rompa,  desatornille  o  suelte  el  dispositivo  de  seguridad. Las válvulas de desfogue tiene que ser del tamaño correcto, y según lo anterior,   ellas deben poder manejar una descarga repentina y completa desde el container que están  protegiendo, no puede haber restricción.    Puede  instalarse  pilotos  de  presión  para  que  se  activen  con  presión  alta  o  con  presión  baja,  serán  graduados  para  igualar  la  presión  requerida  del  diseño  para  la  operación.  Puede  obtenerse  diferentes  márgenes  cambiando  el  resorte  en  el  diseño tipo varilla.                    

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El  tipo  dial  está  normalmente  montado  en  un  panel  que  está  conectado  al  manifold  de  entrada del container. 

  Esta descarga de los dispositivos de seguridad no debe amenazar al personal o al equipo. La  descarga de un dispositivo de seguridad debe tener un extremo abierto y sin restricción. La  línea  de  descarga  de  un  dispositivo  de  seguridad  deberá  estar  asegurada  y  paralela  a  un  separador  vertical  y  perpendicular  a  un  container  horizontal.  No  debe  usarse  una  válvula  corriente arriba o corriente abajo del dispositivo de seguridad porque este puede ser dejada  en posición de cerrada en forma inadvertida.  PRECAUCIÓN:  En  ningún  momento  la  línea  de  desfogue  del  separador  deberá  estar  canalizada dentro de la salida de gas del separador o la línea de ventilación del tanque. Esta  debe  ser  tendida  como  una  línea  separada  y  ventilada  en  una  posición  donde  pueda  desfogar libremente sin lastimar al personal o al equipo. Debe estar estacada firmemente al  terreno para prevenir que “patee” en el evento de una liberación repentina de gas con alta  presión desde el separador.  Consideraciones de Operación y Mantenimiento para los Separadores  Inspección Periódica  Weatherford  requiere  inspección  y  certificación  documentada  periódicamente  sobre  corrosión y erosión de todos los containers y tubería de presión.  No seguir esta política crearía condiciones de peligro para el personal operativo y el equipo  circundante.  Debe seguirse los cronogramas de inspección periódica para todo el equipo de presión para  protegerlo contra fallas excesivas y peligros innecesarios.  NOTA:  No  debe  realizarse  soldadura  o  perforación  directamente  a  la pieza  de  asiento  del  separador o a ninguna tubería asociada a menos que esté bajo la supervisión y  orientación  de ingeniería.    Página 43 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Transporte de Líquido  Los separadores tiene capacidades máximas definidas para la velocidad de circulación que  no  pueden  excederse  sin  un  riesgo  alto  de    “transportar  líquido”  a  través  de  la  salida  del  gas. La capacidad de algunos separadores puede  disminuirse con el uso del desempeño de  los componentes internos deteriorados si no son limpiados regularmente o en el peor de los  casos, reemplazados.  Temperaturas Bajas  Los separadores deberán ser operados por encima de las temperaturas de la formación. De  otra manera hay un riesgo que se forme una hidratación en el container y lo tapone parcial  o completamente.  La hidratación parcial reducirá la capacidad del separador.  Un tapón de hidratos en la salida  del gas que haga que se tapone o se restrinja severamente puede provocar que se abra la  válvula de seguridad o que se rompa el cabezal de seguridad.  Fluido Corrosivo  Deberá  revisarse  periódicamente  el  separador  que  maneje  fluidos  corrosivos  para  determinar  si  se  requiere  un  trabajo  remedial.  Los  casos  extremos  de  corrosión  pueden  requerir una reducción en la presión nominal de funcionamiento del container.  Se recomienda una prueba hidrostática periódica, especialmente si los fluidos que se están  manejando  son  corrosivos.  Puede  usarse  ánodos  expandibles  en  los  separadores  para  protegerlos contra la corrosión electrolítica.  Operación de Alta Capacidad  Donde  los  separadores  estén  operando  cerca  o  a  su  valor  nominal  máximo  de  capacidad,   deberán  ser  revisados  cuidadosa  y  regularmente  para  determinar  si  se  está  logrando  una  separación aceptable.   ***Revise el quemadero de gas en busca de humo negro lo que indica que hay  transporte  de líquido dentro de la línea del gas.  ***Revise el BSW de la línea que sale del separador para confirmar que el  transporte de  agua hacia la línea del crudo está dentro de los parámetros aceptables.   ***Si  se  está  haciendo  circular  desde  el  separador  o  desde  tanques  de  almacenamiento  presurizados, monitoree cuidadosamente el tanque de presión, si las presiones del tanque  son  altas  entonces  esto  es  un  indicativo  que  hay  gas  siendo  arrastrado  hacia  la  línea  del  petróleo.  Página 44 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Presión de las Cargas de Choque  Los pozos deberán ser desviados hacia adentro y hacia afuera del separador lentamente. El  abrir  y  cerrar  las  válvulas  rápidamente  provocará  daño  a  las  cargas  de  choque  en  el  container y a sus componentes.  Reducción de la Descarga del Líquido  Normalmente  deberá  evitarse  la  reducción  de  la  descarga  de  pequeños  volúmenes  de  líquido  desde  los  separadores.  La  reducción  provoca  erosión  de  las  válvulas  internas  y  asientos de las válvulas de descarga del líquido y puede erosionar los cuerpos de las dump  valve hasta el punto que estén en peligro de reventar con presiones operativas.  Sin  embargo,  la  reducción  de  la  descarga  puede  ser  necesaria  debido  a  las  unidades  de  procesamiento,  tales  como  separadores  de  baja  presión  o  unidades  de  estabilización,  corriente  arriba  del  separador.  Si  es  este  el  caso,  debe  tenerse  en  cuenta  el  cambio  de  disposición  de  las  válvulas  de  descarga  del  líquido  a  un  diseño  conocido  como  “condición  restringida”.  Indicadores de Presión  Los indicadores de presión y otros dispositivos mecánicos en los separadores son calibrados  y  certificados  por  una  tercera  parte  antes  del  uso,  pero  deberá  revisarse  la  exactitud  en  intervalos regulares.  Deberá  usarse  válvulas  de  aislamiento  de  tal  manera  que  los  manómetros  puedan  ser  retirados para reparaciones o reemplazo.  Tubos Indicadores  Las  llaves  de  comprobación  y  los  tubos  indicadores  deberán  mantenerse  limpios  de  tal  manera que el nivel del líquido en el tubo indicador refleje el nivel real en el separador en  todo  momento.  Se  recomienda  el  lavado  a  presión  del  tubo  indicador  o  la  limpieza  mediante el uso de trapos especiales. 

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Limpieza de los Containers  Se  recomienda  que  todos  los  containers  de  separación  estén  equipados  con  manways,  aberturas para limpieza, tuberías para lavado y/o conexiones de lavado de tal manera que  los containers puedan ser drenados y limpiados periódicamente.  Los  containers  grandes  están  siempre  equipados  con  manways  para  facilitar  la  limpieza  y  reparaciones.  Algunos containers más pequeños no están equipados con manways.  Los  containers  más  pequeños  pueden  ser  equipados  con  huecos  para  las  manos  y/o  conexiones  para  lavado  de  tal  manera  que  puedan  ser  limpiados  o  lavados  fácil  y  periódicamente.  PRECAUCIÓN:  EL  ingreso  a  los  containers  debe  realizarse  bajo  los  procedimientos  de  “Entrada  a  Espacio  Confinado”.  Se  requiere  un  permiso  de  trabajo  y  una  prueba  de  gas  antes de comenzar cualquier trabajo.  Preparación para el Transporte y Preparaciones Previas al Trabajo  Antes de mover el separador hacia y desde locaciones o bases, se recomienda completar lo  siguiente:  a) Desarmar  y  empacar  los  controladores  de  nivel/flotadores,  equipo  de  medición,  indicadores de presión, termómetros, hidrómetros, etc.  b) Transporte  el  Barton  en  una  caja  separada  con  pines  colocados  en  forma  segura  o  protegido por una espuma de goma.  c) Todas las uniones deben ser engrasadas y protegidas.  d) Confirme  que  las  correas  de  levante  y  puntos  de  levante  tengan  la  certificación  de  levante vigente.  e) Revise  que  el  patín  del  separador  no  esté  contaminado  con  crudo  que  pudiera  derramarse  en  la  carretera.  Si  hay  alguna  contaminación  de  crudo  dentro  del  patín,  esta debe ser limpiada antes del transporte.  Tapone cualquier hueco de drenaje en el  patín.   f) Revise completamente el patín y la parte superior del separador en busca de cualquier  objeto suelto que pudiera desprenderse y caer en la carretera.  g) Si  el  separador  va  a  ser  movido  una  gran  distancia  por  carreteras  mal  acabadas,  entonces  es  prudente  retirar  las  válvulas  accionadoras  de  las  válvulas  de  contra  presión del gas y de las válvulas de descarga del líquido.   Página 46 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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La siguiente es una pauta para que el equipo requerido se desempeñe satisfactoriamente   en una prueba y ofrezca un reporte completo sobre el desempeño y características del  pozo.            

Juego completo de las laminas de orificio  Soportes de las laminas de orificio  Grasa de la caja Daniel   Empaquetadura superior para la caja Daniel (repuesto)  Llave para la caja Daniel  Medidor Barton con registrador, esfero, tinta y llave (El Barton deberá ser calibrado  antes de la prueba)  Manifold y tubería de trabajo asociado al Barton   Termómetros para las líneas de crudo y gas, probador de reducción y temperatura  ambiente  Indicadores exactos de presión para el cuerpo del separador, probador de reducción,  instrumento de suministro de aire  Válvulas de aguja para la muestra en los siguientes puntos: separador del gas, crudo  y agua (corriente arriba de las válvulas de control)  Cabezas medidoras para los medidores Floco/Rotron y la interfaz de lectura para los  medidores de turbina 

Antes de Comenzar las Operaciones Revise     

 

Inspeccione todas las conexiones de entrada y salida  Revise que las roscas y superficies de sellos estén limpias y sin daño  Reemplace los anillos de estancamiento donde sea necesario  Inspeccione  visualmente  el  cuerpo  principal  buscando  señales  de  daño  estructural  que  afecte  probablemente  la  integridad  del  container  o  de  la  pipework  y  equipo  asociado  Revise visualmente toda la tubería y los ensambles de las válvulas  Realice la prueba de funcionamiento a todas las válvulas 

Deberá abrirse y cerrase las válvulas manuales para confirmar el funcionamiento correcto.  La  válvula  de  contra  presión  del  gas  y  las  válvulas  de  descarga  del  líquido  deberán  ser  probadas y deberá anotarse la presión a la cual comienzan a moverse.   Ejemplo:  Una  válvula  de  contra  presión  de  gas  de  3‐15  psi  deberá  comenzar  a  cerrarse  a   3 psi y movida a la posición de completamente cerrada cuando la presión es de 15 psi. Una   dump  valve  del  líquido  de  6‐30  psi  deberá  comenzar  a  abrirse  a  6 psi  y  completamente  movida a la posición de abierta a  30 psi. 

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Confirme que los elementos de desplazamiento estén enganchados a los brazos de torque  en el controlador de líquido.   Debe tenerse en cuenta la instalación de un separador y el equipo asociado bien sea  en una  locación de perforación a bordo y costa afuera o en una locación en tierra.     



Deberá  mantenerse  un  acceso  y  salida  seguros  alrededor  del  equipo  en  todo  momento.  El laboratorio deberá tener vista del cabezal de pozo, el separador/tanques, etc.  Evite colocar el separador y tanques en una línea baja encerrada donde se pudiera  acumular  el  gas  en  el  evento  de  un  escape  de  gas  (recuerde  que  algunos  gases  pueden ser más pesados que el aire, ejemplo el : H2S y el dióxido de carbono).  Trate de mantener los tendidos de tubería tan cortos y rectos como sea práctico. 

Es  importante  que  se  tomen  precauciones  para  prevenir  daño  al  equipo  y  personal  circundante en el evento de una falla del separador, sus controles o sus accesorios.  Los  accesorios  estándar  para  los  separadores  incluyen  controladores  del  nivel  del  líquido,  tubos indicadores, llaves de comprobación, válvulas operadas por el diafragma, reguladores  para la reducción del aire del instrumento, válvulas diferentes, tubería para el enganche del  sistema  de  control  e  indicadores  de  presión  con  válvulas  de  aislamiento.  Además,  hay  un  probador de reducción, flujómetros y toda la tubería de interconexión.  Deberá  tenerse  cuidado  cuando  se  esté  enganchando  los  accesorios  para  asegurarse  que  todas las conexiones atornilladas estén limpias, lubricadas, apretadas en forma segura y en  buen  estado  de  funcionamiento  y  reparación.  Algunos  elementos    están  fabricados  de  materiales  llamados  “suaves”  o  “quebradizos”  tales  como  bronce  y  hierro  fundido  y  aleaciones, deberá tenerse cuidado cuando se use lleves de tubo para la instalación, de tal  manera que el accesorio no se dañe, use siempre un back‐up cuando use llaves.  Válvula de Desfogue  La  válvula  de  desfogue  no  deberá  tener  fugas  y  deberá  estar  graduada  a  la  presión  de  funcionamiento  del  separador.  Asegúrese  que  haya  una  ventilación  para  drenar  cualquier  acumulación de condensación en las válvulas de desfogue.  Líneas de Ventilación  Los  líneas  de  ventilación  y  las  líneas  de  descarga  de  crudo  y  agua  corriente  debajo  de  las  válvulas  de  descarga  deberán  estar  aseguradas  y  ancladas  para  prevenir  el  movimiento  durante  la  el  desfogue  del  gas  o  la  descarga  de  los  líquidos.  Las  reparaciones  y  mantenimiento realizados en este punto deberán seguir los procedimientos recomendados  para el mantenimiento.  Página 48 de  56   Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

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Advertencia  Antes de la operación del separador, mientras esté en servicio o prueba, toda la instalación  deberá  estar  con  conexión  a  tierra  por  medio  de  cables  que  permitan  que  la  electricidad  estática se disperse y eviten destellos que pudieran prender cualquier gas libre en el área. El  cable deberá tener una resistencia máxima de 1 ohm por tres pies. Deberá estar conectado  a una varilla donde no haya pintura, bien sea en el container o en el taladro. En el caso de  prueba en tierra, la conexión a tierra deberá ser de un electrodo de cobre a tierra al menos  de  tres  pies  de  largo,  dirigido  hacia  adentro  del  terreno  y  ser  mojado  regularmente  para  mantener la tierra húmeda y proporcionar un buen contacto. La puesta a tierra se cubre en  una unidad separada de este manual.  Las  siguientes  tablas  son  algunas  revisiones  que  deben  hacerse  en  los  instrumentos  y  equipo  del  separador:  Controlador Wizard    

  Controlador de Nivel    

Observación  Debe anotarse el régimen nominal de la presión del tubo de Bourdon   NOTA:  el  tubo  bourdon  deberá  seleccionarse  para  que  se  adecúe  a  la  presión  a  la  que  se  pretende  que  opera  el  container.    Ejemplo:  Si  se  quiere que la presión  del container sea 250 psi entonces se recomienda  que el margen del tubo bourdon sea aproximadamente de 500 psi  Boquilla colocada correctamente por debajo del brazo  Debe  confirmarse  la  conexión  desde  la  línea  del  gas  hasta  el  tubo  bourdon y que la válvula de aguja esté abierta  Debe  confirmarse  la  conexión  proporcional  de  la  banda  desde  el  puerto  interno sobre la estructura del ensamble del fuelle  Fuelles confirmados 3‐15 o 6‐30 (3‐15 blk) (6‐30 rojo)   Entrada de aire confirmada como 35 psi para el dispositivo 6‐30   Input air pressure confirmed as 20 psi for 3‐15 device  Activador del control de la contra presión confirmado como 3‐15 o 6‐30  para igualara el valor nominal del controlador Wizard   Parámetro proporcional de la bando confirmado al 25%  Confirme  que  las  válvulas  se  mueven  desde  la  posición  completamente  abierta ala posición completamente cerrada para un cambio en la salida  del  controlador  de    3‐15  psi  o  6‐30  psi  dependiendo  de  la  presión  de  funcionamiento del controlador  Observación  La  acción  del  controlador  confirmada  como  correcta  (la  elevación  en  el  nivel hace que el flapper se acerque a la boquilla).   La  Flecha  en  el  punto  de  ajuste  apunta  en  la  dirección  del  elemento  de  desplazamiento.  Página 49 de  56 

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Separadores Unidad 3 

  Tubo Bourdon confirmado como bien sea 3 psi‐15 psi (negro) o 6 psi‐ 30 psi (rojo).  La conexión desde el  relé confirmada que se conecte desde "R" en el relé  a "R" en el tubo de Bourdon .  Presión de entrada del aire confirmada a 35 psi para 6 psi al dispositivo de   30 psi.   Presión de entrada del aire confirmada como 20 psi para el dispositivo de   3 psi‐15 psi.  Activador del control de nivel confirmado como 3 psi‐15 psi o 6 psi‐30 psi  para igualar el valor nominal del controlador de nivel.    Registrador Barton    

  Tubos Indicadores   

 Observación  Confirme que el instrumento esté nivelado y que se hayan quitado los  transit stops.  Confirme que la Celda  DP esté canalizada correctamente hacia el costado  del HP de la caja Daniels de la Celda DP hasta la corriente abajo canalizada  de la caja Daniel.  Retire el tapón inferior del costado LP de la Celda DP. Confirme y anote el  margen de la celda DP aplicando presión usando un indicador de agua de  0 a 400 pulgadas.  Revise la calibración del resorte de margen. Aplique el 100% del margen y  anote  la  posición  del  inscriptor.  Aplique  el    50%  del  margen  y  anote  la  posición del inscriptor. Drene la presión acero. Vuelva a colocar el plug en  la cubierta de los fuelles del LP.  Cerciórese que los plugs inferiores estén en el sitio en ambos lados de la  celda del DP  Confirme que el dampening screw esté ajustado correctamente antes de  comenzar a usar la celda del DP.  Confirme el margen del elemento estático del registrador  Confirme que el elemento estático esté canalizado correctamente hacia el  lado corriente abajo de la caja Daniel.  Cerciórese  que  válvulas  del  manifold  del  Barton  estén  configuradas  correctamente y que los catch pots estén vacíos.  Observación  Confirme  que  los  tubos  indicadores  estén  limpios  y  vacíos  antes  de  comenzar el trabajo  Opere  cada  válvula  de  aislamiento  para  garantizar  el  funcionamiento  correcto  Deje las válvulas de aislamiento en una posición de 1/8 de giro desde la  posición de completamente abierta  Cerciórese que las válvulas de drenaje estén operacionales  Página 50 de  56 

 Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en  ninguna forma sin el permiso por escrito de Weatherford.                                                                                                                  Rev 0 (2012‐01)   

 Surface Well Testing 

Separadores Unidad 3 

  "Sople hacia abajo” el tubo indicador para confirmar que las conexiones  hasta el container de separación están libres    Contador de Líquidos  (Turbina)    

Observación  Confirme el número de calibración del medidor  Calibre el MCII para que refleje las unidades requeridas por el cliente  Deje  el  MCII  con  la  calibración  deshabilitada,  restaure  la  calibración.  Habilitada la calibración de un número.  Retire los medidores de la línea y confirme que el medidor esté libre de  escombros   Inspeccione  el  estado  del  rotor  y  las  partes  internas  del  cuerpo  del  medidor en busca de daño o desgaste 

  Contador de líquidos (Floco)  Observación    

Revise el estado de las cuchillas del rotor y las láminas de desgaste  Revise que el rotor gire libremente.   Ejemplo: puede ser girado hacia adentro del cuerpo usando sus dedos  para rotarlo.  Revise que los puertos de entrada y salida en el medidor estén libres  de escombros  Revise que el mecanismo de arrastre magnético no esté dañado y que  la cabeza del contador rote libremente.  Revise  que  la  cabeza  del  contador  esté  registrando  en  las  unidades  correctas  y  que  rote  en  la  dirección  correcta  cuando  esté  en  operación. 

  Contador de Líquidos  (Rotron)    

Observación  Revise  el  estado  del  rotor;  asegúrese  que  no  haya  escombros  atrapados  en las aspas del rotor.  Revise el estado de los rodamientos, superior e inferior.   Revise la entrada, salida y cuerpo del medidor en busca de escombros o  daño.   Revise que el mecanismo de arrastre magnético no esté dañado y que la  cabeza del contador rote libremente.  Revise  que  la  cabeza  del  contador  esté  registrando  en  las  unidades  correctas y que rote en la dirección correcta cuando esté en operación  

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Separadores Unidad 3 

    Caja Daniels     

Observación  Cerciórese de tener un set complete de laminas de orificio.  Inspeccione  cada  lámina  y  cerciórese  que  esté:  limpia,  plana,  libre  de  meladuras  o  daño,  el  hueco  tenga  el  borde  afilado  sobre  el  costado  de  corriente  arriba,  el  tamaño  esté  claramente  marcado,  el  hueco  esté  redondo y en el centro de la lámina.  Inspeccione  el  estado  de  los  dientes  sobre  el  portador  de  la  lámina,  inspeccione  el  estado  del  anillo  protector  de  la  lámina  de  orificio,(anillo  de estancamiento) (bien sea de caucho o Teflón).  Tome  todo  el  portador  de  la  lámina  con  la  lámina  de  orificio  y  el  anillo  protector  e  instálelo  hacia  adentro  y  afuera  de  la  caja  Daniels.  Esto  confirmará que los piñones están funcionando correctamente y que usted  tiene todo el equipo correcto para operar exitosamente la caja Daniels.  Confirme  que  haya  grasa  disponible  en  la  caja  Daniels  para  lubricar  la  válvula de compuerta.  Cerciórese que la compuerta se cierra por encima de la lámina de orificio  cuando esté instalada.  Revise  el  estado  de  la  empaquetadura  superior  y  asegúrese  que  haya  disponible empaquetadura de repuesto.  Revise  el  funcionamiento  de  la  válvula  de  drenaje  y  de  la  válvula  de  igualación. 

 

***No extienda la tubería de manera que se creen trampas para el líquido.   ***Los tubos indicadores deben ser periódicamente liberados del líquido y rellenados  para  garantizar que el nivel indicado es también el nivel verdadero del separador.   ***Asegúrese de usar el tipo correcto de lubricante donde las válvulas del líquido o válvulas  del  gas  requieran  lubricación.  Esto  es  extremadamente  importante  porque  algunas  grasas  son demasiado pesadas para permitir el movimiento de un líquido operado por diafragma o  de la válvula del gas.  ***Antes  de  comenzar  el  programa  de  prueba,  deberá  hacerse  una  prueba  de  presión  al   separador  para  garantizar  la  integridad  de  la  estructura  del  separador,  de  la  tubería  de  trabajo  asociada,  conexiones  y  válvulas.  Esto  generalmente  se  realiza  como  parte  de  la  prueba de presión al equipo de enganche en superficie. 

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Separadores Unidad 3 

 

Procedimientos para la Prueba del Pozo  Los procedimientos de prueba generalmente son estipulados por la compañía operadora.  El  programa  inicial  siempre  está  sujeto  a  cambio.  Con  mucha  frecuencia  las  operaciones  del  pozo no siguen el plan original. El hecho que los proyectos son principalmente exploración  de nuevos prospectos significa que las condiciones  (presiones, temperaturas, velocidades  de circulación, propiedades del fluido) solamente pueden establecerse una vez que el pozo  sea  abierto  a  la  circulación.  Sin  importar  este  hecho,  cualquier  variación  significativa  al  programa  original  acordado  puede  requerir  que  se  realice una  revisión  a  la  evaluación  de  riesgos y a las variaciones a los métodos y planes de trabajo.   Separadores de 4 Fases  Este  tipo  de  separador  se  utiliza  con  más  frecuencia  durante  operaciones  de  perforación  bajo balance.  La 4ª fase es sólidos; arena producida o retornos del proppant.  A continuación hay un esquema en corte de un separador de 4 fases.  La instrumentación  en un separador de 4 fases es la misma que en un container de de 3 fases.  Una  gran  diferencia  en  los  containers  de  4  fases  es  la  capacidad  para  atrapar  sólidos  y  lavarlos mientras se continúa la circulación del pozo. Esto se hace por medio de un sistema  de aspersión montado como parte del ensamble.   

 

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