MANUAL DE CAMPO PARAOPERADORES Noviembre 2008 Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 2 de 151 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 Schlumberger Private 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 Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 3 de 151 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 6 APENDICE.............................................................................................148 Schlumberger Private 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 como es el caso de la limpieza) Separar el efluente resultante en tres fluidos distintos (petróleo. También se puede crear una perturbación de presión en un pozo que fluye.Surface Well Testing 1 Manual de Campo para Operadores Pág. El cambio de presión se registra en el pozo y las tasas de flujo medidas también en el pozo. 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. la mejor manera de crear una perturbación de la presión es haciendo fluir el yacimiento. 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. se cierra para crear la perturbación de la presión. Esa perturbación se propagará dentro del yacimiento e inducirá cambios en su presión.” Los fluidos producidos durante el periodo de presión transitoria. esto da lugar a la prueba de restauración de presión. 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. • • Si el pozo ha permanecido cerrado durante un tiempo prolongado. Tomar muestras en superficie. ya sea aumentando o disminuyendo la tasa de flujo. Si el pozo ha estado fluyendo durante largo tiempo. gas y agua). Desechar los fluidos resultantes respetando el medio ambiente Equipo estándar El equipo estándar de superficie para pruebas consta de: • Cabezal de flujo Schlumberger Private La forma de crear una perturbación de la presión depende de si el yacimiento está produciendo o está inactivo: . 4 de 151 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. medir con precisión los fluidos y recoger y separar los sólidos según sea el caso. se interpretan en conjunto para obtener información sobre los parámetros y la geometría del pozo y del yacimiento. tienen que manejarse en superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para producción permanente usualmente no han sido todavía construidas. lo que significa que hay que perturbar al yacimiento. ácido). 5 de 151 Válvula de seguridad Filtros de arena Distribuidor o múltiple de estrangulamiento (Choke Manifold) Sistema de cierre de emergencia (ESD. 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. Disposición del equipo Los equipos de superficie y su ubicación para realizar pruebas de pozos varían considerablemente dependiendo del ambiente. por sus siglas en inglés) Intercambiador de calor Separador Tanque de medición o tanque de surgencia (Gauge Tank. CO2. 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.Surface Well Testing • • • • • • • • • • Manual de Campo para Operadores Pág. las condiciones del pozo y los objetivos de la prueba. Schlumberger Private • . Surge Tank) Bomba de transferencia Distribuidores o múltiples de petróleo y gas Quemadores y extensores. un alto riesgo. La siguiente clasificación de zonas se enumera en orden de riesgo. la ubicación de otros equipos de pruebas de pozos define ciertas zonas. vapor o líquido volátil) se procesa. Schlumberger Private En esta sección se describe por qué razón se estableció la clasificación de zonas. no implican que estén restringidos a esa zona específica. • • • • • 2. Las restricciones de la zona no dictaminan la colocación de todos los equipos de prueba en la localización del pozo. por sus siglas en inglés) como la Asociación Francesa de Exploradores y Productores de Petróleo y Gas. Todos los componentes del equipo de superficie para pruebas tienen que tener conexión a tierra. Por ejemplo. La conexión eléctrica requerida para ciertos equipos de superficie. tiene que ser segura y aprobada conforme a los estándares de la industria. Zona 1 La Zona 1 se define como un área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas. . el sistema ESD y los distribuidores o múltiples de petróleo y gas. 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. tanto el Instituto Americano del Petróleo (API. 6 de 151 SEGURIDAD La seguridad es uno de los factores más importantes en el diseño y la ejecución de pruebas de pozos. tales como las bombas de transferencia o cabinas de laboratorio. se definen las mismas y se identifican los equipos de superficie para pruebas asociados con cada una de ellas. La tubería que se usa para pozos de alta presión tiene que estar anclada. de mayor a menor. vapor o líquido volátil) está continuamente presente en una concentración que está dentro de los límites inflamables de la misma. Los procedimientos de seguridad de Schlumberger recomiendan no sobreponer diferentes zonas para una disposición de pruebas de pozos.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. el hoyo y el pozo por debajo de la cabeza de control se clasifican como Zona 0. han definido estas zonas. Zona 0 La Zona 0 se define como un área o espacio cerrado en el cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas. aunque suelen colocarse en la Zona 2. manipula o almacena. De esta manera. 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. Debe tomarse en cuenta la dirección predominante del viento para situar apropiadamente los equipos que desfogan o queman gas.Surface Well Testing 2 Manual de Campo para Operadores Pág. es probable que se presente una acumulación de la sustancia en cantidad suficiente como para hacer explosión o entrar en combustión. en el curso de las operaciones normales. y donde. representando por consiguiente. Sin embargo. • • • Zona 2 La Zona 2 se define como un área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas. el área que circunda la cabeza se clasifica como Zona 1. manipulan ni almacenan sustancias inflamables o explosivas. tanto para operaciones marinas como para las pruebas en tierra. no obstante. 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. El área situada a 5 m por encima del techo del tanque de medición se clasifica como Zona 1.Surface Well Testing • Manual de Campo para Operadores Pág. tales como en el caso de una fuga. En el distribuidor o múltiple de estrangulamiento. 7 de 151 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. El calentador de fuego indirecto se clasifica como Zona 2 porque usa una llama libre para calentar el efluente del pozo. Las zonas limpias también se denominan zonas de cero riesgo o áreas seguras. su uso en la Zona 2 puede estar sujeto a restricciones geográficas o a la aprobación del cliente. arranques de inercia o arranques eléctricos especiales. Un ejemplo de zona limpia son los alojamientos en el equipo de perforación marinos. A causa de este riesgo. 1 y 2. El sistema de tuberías se define como Zona 2. usualmente al comienzo de una prueba. 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]. 2. vapor o líquido volátil) se procesa y almacena en condiciones controladas. Las bombas de transferencia operadas con motores Diesel se clasifican como Zona 2 siempre y cuando estén equipadas con dispositivos automáticos de cierre. las válvulas de seguridad se activan liberando efluente hacia la atmósfera. protectores contra chispas. Schlumberger Private • . El intercambiador de vapor también es Zona 2 porque sus superficies pueden alcanzar temperaturas elevadas. En periodos en los cuales no se están introduciendo herramientas. Ya que la cabeza de control se usa como medio para introducir herramientas dentro del pozo durante las pruebas. pero la producción de una concentración explosiva o inflamable en cantidad suficiente como para suponer un riesgo puede presentarse durante condiciones anormales. respectivamente. • • • El separador se designa como Zona 2 porque libera gases o vapores inflamables sólo en condiciones anormales. el distribuidor o múltiple de estrangulamiento se clasifica como Zona 1. el área que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2. La mayoría de las bombas de transferencia operadas eléctricamente está diseñada para funcionar en Zona 2. se toman muestras del efluente del pozo.2 Estándares de seguridad para ubicar equipos Los estándares de seguridad en tierra y en el mar ilustrados en las Fig. Dado que la toma de muestras causa algo de liberación de gas hacia la atmósfera. Zona Limpia Una zona limpia es un área dentro de la cual no se procesan. 3 y 4. 2 Disposición de Equipos para Pruebas Costa Afuera Schlumberger Private Fig. 8 de 151 Las distancias recomendadas entre los componentes del equipo para pruebas de pozos también afectan su posicionamiento en tierra y en el mar (Fig. respectivamente).Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 1 Disposición de Equipos para Prueba de Pozo en Tierra . Fig. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 4 Distancias Recomendadas para Operaciones Costa Afuera . 3 Distancias Recomendadas para Operaciones en Tierra Schlumberger Private Fig. 9 de 151 Fig. Si se inhala en cantidades suficientes. Tabla 1. 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. dando lugar a la pérdida del conocimiento. Propiedades del H2S . No permita que el H2S se escape hacia la atmósfera en ningún lugar en donde pueda acumularse. 10 de 151 Servicio de H2S El sulfuro de hidrógeno (H2S) es peligroso porque tiene un amplio rango explosivo y es altamente tóxico (Tabla 1).Surface Well Testing 2. Propiedades del H2S Guía para la operación Cuando usted esté trabajando en condiciones en las cuales se pueda encontrar H2S. el. Schlumberger Private Tabla 2. Use máscara siempre. 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.3 Manual de Campo para Operadores Pág. Aunque el H2S tiene un mal olor característico en concentraciones bajas. H2S paraliza el centro respiratorio del cerebro. la insuficiencia respiratoria y la muerte (Tabla 2). el tipo de extensores y quemadores. La Tabla 3 tiene que estar disponible en la localización del pozo para que la use el personal de pruebas. Los datos de la Tabla 3 demuestran cuán importante es calcular el calor irradiado antes de quemar.3 bar] y por debajo de una concentración de H2S de 15 ppm. En operaciones marinas use sólo tanques de surgencia (surge tank). Todos los trabajos de soldadura que se realicen por fuera de un taller calificado en equipos para H2S invalidan la calificación H2S. • Sistema de sólo gas Sistema de petróleo y gas Por debajo de 265 psia [18. Algunas soluciones fáciles para manejar el exceso de calor son: Schlumberger Private • Por debajo de 65 psi [4. así como identificar las acciones pertinentes a fin de evitar el exceso de calor. en todas las partes aguas arriba de los tanques se requiere equipo calificado para servicio H2S. no hay requerimientos de H2S. el H2S es altamente corrosivo para los metales. Los tubos con conexiones roscadas no califican para servicio H2S.5 bar]. jamás use un tanque de calibración. sí hay requerimientos de H2S . No permita que se succione H2S hacia el interior de los compresores. Las siguientes son las reglas básicas para el servicio H2S: • • • • 2. Por encima de 265 psia [18.Surface Well Testing • • Manual de Campo para Operadores Pág.5 bar].3 bar]. Los requerimientos de servicio varían de acuerdo con el sistema. Todos los componentes aguas arriba de los tanques deben estar calificados para servicio con H2S.4 Debe asumirse que todos los equipos que no estén positivamente identificados para servicio H2S no califican para tal servicio. Normas de seguridad para el equipo Además de sus efectos adversos para la salud. Radiación por Calor Los problemas asociados con la radiación por calor surgen primordialmente durante operaciones de quemado y suponen un serio motivo de preocupación. y la cantidad de hidrocarburos que se va a quemar. y los equipos se usarán sólo en servicios sin H2S. en especial en operaciones marinas. para calcular el calor irradiado teniendo en consideración variables como la dirección y fuerza 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 hay requerimientos de H2S Por encima de 65 psi [4. tanto para el personal como para los equipos. 11 de 151 Controle constantemente la dirección del viento. 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. 12 de 151 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]).5 .Surface Well Testing • • • • Manual de Campo para Operadores Pág. Schlumberger Private 2. 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. Tabla 4. Tabla 3. por sus siglas en inglés) y el Código Eléctrico Nacional (NEC. por sus siglas en inglés). En áreas peligrosas.6 Manual de Campo para Operadores Pág. 13 de 151 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. 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. por sus siglas en inglés). por sus siglas en francés) o la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC. En Norteamérica. los equipos tienen que ajustarse a las normas de la Comisión para Cooperación Ambiental (CEC. Los medios de protección que más se usan son los de: • • Seguridad intrínseca A prueba de explosiones Schlumberger Private .Surface Well Testing 2. sólo se usarán equipos certificados por un ente certificador autorizado y que porten las marcas apropiadas que indican que pueden ser usados allí. Schlumberger Private 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. tasa de flujo. por sus siglas en inglés) y una revisión del diseño de la prueba para cada prueba o proyecto. con suficiente segregación de operaciones para prevenir las fallas del sistema a causa de rotura de un componente. 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. para que sólo sea posible la operación manual. En caso de una falla catastrófica. si los pilotos se disparan. Para la realización de pruebas de pozos. • Protección total en la superficie: • Los equipos semi-sumergibles deben tener incorporado el árbol submarino dentro del sistema ESD. obedecen a un conjunto de normas reconocidas (Certificado de Calidad emitido por Det Norske Veritas). temperatura.) se deben vigilar constantemente con sistemas electrónicos y manuales redundantes. 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. etc. contenido de H2S. 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. entre las cuales resaltas: • Arquitectura básica del sistema de seguridad de tres etapas: Los parámetros del pozo (presión. se debe llevar a cabo un estudio de Riesgos y Operabilidad (HAZOP. • Redundancia de seguridad en todas las etapas. Los estándares generales y las especificaciones de Schlumberger se describen en esta sección. 14 de 151 PRUEBA DE POZOS Todas las operaciones de pruebas de pozos de Schlumberger. siempre que haya cable o tubería flexible dentro del pozo. Los sistemas ESD que controlan la válvula de cabeza de pozo. o si los equipos de superficie esenciales para el control del pozo fallan y suponen un riesgo para la seguridad o el medio ambiente. y a directrices internas de la compañía. la válvula submarina de seguridad se debe cerrar. pilotos de baja y alta presión o fusibles en circuitos eléctricos y sensores de temperatura. la válvula submarina de seguridad y la válvula de la línea de flujo deben activarse con control manual.Surface Well Testing 3 Manual de Campo para Operadores Pág. y las mediciones se han de comparar con los parámetros del “marco operativo” definido por el diseño de pruebas de pozos. Los controles automáticos ESD deben poder puntear a las dos configuraciones previas. junto con todos los equipos para pruebas de superficie fabricados por Schlumberger. . La revisión del diseño de prueba se basa en técnicas de análisis de seguridad. El tiempo de operación del sistema de seguridad debe estar de acuerdo con las características del pozo y del yacimiento. Surface Well Testing 3. • RP 14E del API. para todos los equipos para servicio H2S. • Norma MR-01-75 de la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE. “Equipo para Cabezas de Control y Árbol de navidad. “Calentadores de Tipo Indirecto para Campos Petrolíferos” para los calentadores e intercambiadores de vapor. “Diseño e Instalación de Sistemas de Tubería para Plataformas de Producción Marinas” o la norma B31. “Equipos de Válvulas de Seguridad en el Subsuelo” y 14D.” para los sistemas de seguridad de superficie. • Código ASME para calderas y recipientes a presión. por sus siglas en inglés). por sus siglas en inglés). 15 de 151 Estándares generales Los equipos de superficie para pruebas usados por Schlumberger tienen que ceñirse a los siguientes estándares generales: Especificación 6A del API. • RP 14C del API. válvulas de seguridad de superficie. “Equipos de Perforación” para los cubos API. • Especificación 16A del API. Schlumberger Private • . Diseño. • Especificación 12K del API. • Especificación 14A del API. distribuidores o múltiples de estrangulamiento y líneas de flujo de alta presión. “Tubería de proceso” para líneas de flujo a baja presión aguas debajo de los intercambiadores de calor. “Análisis.1 Manual de Campo para Operadores Pág.” para cabezas de control. Instalación y Pruebas de Sistemas Básicos de Seguridad de Superficie para Plataformas de Producción Marinas.3 de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME. “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. Barreras de Seguridad 3. 16 de 151 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. a un funcionamiento defectuoso del equipo. Tabla 5.3.3 .Surface Well Testing 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. o una emergencia similar. como se resume en la siguiente tabla. debido a una fuga en los equipos o tubería. Schlumberger Private 3. El sistema ESD permite cerrar una válvula de línea de flujo desde una estación remota o de la consola de ESD.2 Manual de Campo para Operadores Pág. el ESD controla la válvula de la línea de flujo hidráulicamente operada en la cabeza de flujo. y la presión baja inicia el cierre cuando la presión cae debajo de un valor pre-determinada (ruptura de línea de flujo o fuga). Una estación adicional normalmente se posiciona cerca de una ruta de escape. 6 Esquema Representativo del ESD Schlumberger Private En operaciones de prueba de pozos. si se requiere.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El ESD es activado por "push-button" localizados en varios lugares de la instalación de superficie. 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". 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). Para respaldar estas estaciones. se localizan pilotos de alta y baja presión. con la restricción de que la presión necesaria para abrir la válvula no excede la presión disponible en el ESD. Fig. La presión es aplicada del ESD para abrir las válvulas y se alivia para cerrarlas. . 17 de 151 Fig. también puede controlar una válvula de seguridad adicional (no mostrado). Schlumberger Private El ESD contiene 2 circuitos: hidráulico (aceite) y neumático (aire). Si este hace falta. . 7 ESD Pasivo Armando el ESD Al abrir el suministro de aire. está cerrada cuando el ESD está pasivo. Esos circuitos se inter-conectan mediante una válvula hidro-neumática (V4) de interfase. 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. usted necesita usar una bomba manual. montada en la línea de flujo (no mostrado). Una válvula "check" se instala entre el tanque y la bomba hidráulica para impedir a cualquier aire del tanque ir a la bomba hidráulica. ESD pasivo Fig. La válvula de línea de flujo "fail-safe". pero no a la bomba hidráulica que abre las válvulas automáticas. porque la válvula de V4 está normalmente cerrada. la presión de aire activa la válvula y aceite hidráulico es enviado al actuador. En el mismo tiempo que se levanta V5. 18 de 151 El aire suministra potencia al ESD. Cuando V5 se levanta. Eso hace que la bomba hidráulica envíe aceite a la válvula V4. Si usted quiere abrir las válvulas en esta situación. Este tanque proporciona el aire al circuito. Oprimir V7 autoriza un flujo de aire hacia V5.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. el fluido hidráulico ha sido defogado y no hay presión a en la manguera que va al actuador. este fluye en el mismo tiempo a la bomba hidráulica y a la válvula de “reset”. La cantidad de aire exigida para operar la bomba hidráulica es demasiado grande para ser guardado en el tanque de aire. Una bomba manual puede reemplazar la bomba de aire. permitiendo a V5 quedarse abierta cuando la palanca se suelta. el ESD tiene un tanque de almacenamiento que puede proporcionar el aire a las estacionas y las líneas de piloto. el by-pass V7 esta oprimido para presurizar el circuito neumático. 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. . Para impedir cualquier fuga en alguna de las estaciones que pueda causar el cierre accidental de una válvula automática. (V5 queda abierto). etc. el aire fluye de manera continua a través de un orificio en V9. El orificio esta siempre abierto para compensar pequeñas. La caída de presión activa la válvula de descarga rápida que Schlumberger Private Cuando el by-pass V7 se suelta. ESD2. Esto causa el cierre de V5 y V4. 9 ESD Armado ESD Activado En una emergencia. 19 de 151 Fig. soltando el aire de las líneas. 8 Armando ESD ESD armado Fig. un botón localizado en la consola de ESD (no mostrado) u oprimido desde las estaciones de ESD remotas (ESD1.) esta activado manualmente. aire puede ser venteado a través de la válvula check. pero si ocurre una emergencia.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. aire pasa a través de la válvula check que suministra aire a las estaciones del ESD y a los pilotos. Hi-Pilot Operación Normal Fig. o una combinación de un Hi y Lo . Al de-presurizar este sistema.y la válvula V4 se mantiene. 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 pistón se usa para detectar los cambios de presión en la 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. deteniendo el flujo de aceite hidráulico al actuador y dando salida al aceite del actuador hacia el exterior. dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo. 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. La caída de presión también cierra V4. la presión de aire entre el piloto Hi.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Los pilotos Hi-Lo se conectan al ESD por mangueras de aire y están montados en la línea de flujo. . la válvula interfase V4 de dispara. En este modo. se cierra la válvula en la línea de flujo. El sistema puede comprenderse de un piloto Hi-Lo. un piloto Low. Hi/Lo-Pilot System El sistema de pilotos funciona según los mismos principios que las estaciones ESD. Schlumberger Private En modo de operación normal. 20 de 151 corta el suministro de la presión de aire a V5. el aire fuga a nivel del piloto. El propósito de la válvula de descarga rápida es de cerrar V5 sin soltar la presión del sistema entero. El resorte se usa para fijar un límite a la presión de línea de flujo. Cada piloto es básicamente hecho de dos componentes: un resorte y un pistón. permitiendo a la presión hidráulica de la bomba de guardar la válvula de línea de flujo abierta. 21 de 151 Fig. En este modo. la presión de aire entre el lo-pilot y V4 se retiene.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 11 Hi-Pilot Cierre de Emergencia En modo de operación normal. Fig. el lo-piloto espera que la presión en la línea de flujo permanezca sobre un valor de presión prefijado (ajustando la fuerza del resorte). 12 Lo-Pilot Operación Normal Schlumberger Private Lo-Pilot Operación Normal . dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo. 13 Lo-Pilot Cierre de Emergencia .piloto están montados en la línea de flujo. el aire fuga fuera del hi-piloto y si la presión se cae debajo del valor prefijado. 14 Combinación Hi-Lo-Pilot Schlumberger Private Fig. Combinación Hi-Lo-Pilot Cuando ambos un hi/lo. la válvula interfase V4 se activa.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. permitiendo que la presión hidráulica de la bomba mantenga la válvula de línea de flujo abierta. En cualquier situación. La presión de aire fluye del lo al hi -piloto y se retiene entre los pilotos y la válvula V4. el aire fuga fuera del lo-piloto. 22 de 151 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. la presión puede restringirse dentro de un rango prefijado. dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo. Si la presión sube por encima del valor prefijado anteriormente. Fig. Es operada por el sistema ESD. Estas estaciones son necesarias para asegurarse que el pozo o el flujo puede controlarse de más de un lugar. Las válvulas SSV se suministran con un marco de soporte para la base. 15 y Tabla 6). incluso en caso de que falle el suministro de aire.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. • 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.3.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. • Esté seguro de abrir la válvula de entrada del recipiente de aire para asegurar que el ESD es operacional. Cuando la presión de cabeza de un pozo excede 5.000 psi o siempre que H2S esté presente. se recomienda usar un sistema ESD para operaciones de prueba de producción. 3. conexión de entrada (unión hembra) y conexión de salida (unión macho). 23 de 151 Seguridad • Para mejorar la seguridad. 15 Válvula de Seguridad de Superficie . Schlumberger Private Fig. un ESD debe usarse. Es necesario tener control de la presión para sacar la sarta de prueba después de que las pruebas se han terminado. Schlumberger Private 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. 24 de 151 Tabla 6. • Permitir la introducción de herramientas dentro del pozo a través de la válvula de suabeo. Algunas herramientas se pueden operar completamente usando movimientos ascendentes y descendentes. Especificaciones de la SSV 3. Por ejemplo. algunas requieren rotación y otras precisan de ambos tipos de movimientos.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 la presión en fondo de pozo es demasiado alta. La necesidad de la unión giratoria depende del tipo de equipos de fondo que se esté empleando. La línea para matar el pozo es esencial para controlar la presión en el pozo. 16).Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. • 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.3. también se puede hacer girar la sarta de prueba. y es crítica por cuestiones de seguridad. la sarta de herramientas podría ser empujada. Sus cinco funciones principales en el control del paso del fluido hacia adentro y hacia fuera del pozo son: . Si hay conectada una unión giratoria. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head) . 16 Válvula de Seguridad de Superficie Schlumberger Private Tabla 7. 25 de 151 Fig. Surface Well Testing 3. 19 y Tabla 8). Dependiendo de la presión.7-mm] de diámetro) Thermo well (1⁄2 pulg de diámetro) Tabla 8. 26 de 151 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.4 Manual de Campo para Operadores Pág. las conexiones pueden ser National Pipe Thread (NPT) o Autoclave Engineers. 17 Data Header . El Múltiple de instrumentación estándar incluye de cuatro a seis puertos para manómetros y transductores de presión y temperatura. Inc. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head) Schlumberger Private Fig. • • Puertos NPT (1⁄2 pulg [12.3. Division of Snap-tite. El tipo de equipos de Schlumberger usados para el manejo de arena depende del tipo de sólidos producidos.3. 18 Filtro de Arena Doble . hay que usar equipo de manejo de arena. Para los pozos de gas. Schlumberger Private Fig.Surface Well Testing 3. Los recipientes montados dentro de un armazón metálico tienen un soporte telescópico para ser levantados de tal manera que sea fácil reemplazar los filtros. 18 y 19 y Tabla 9) retiene la arena y otras partículas sólidas del efluente del pozo. El filtro de arena doble consta de: • • Dos recipientes de filtro 46-L Tubería de interconexión con puenteo y drenaje.5 Manual de Campo para Operadores Pág. ya sea arena de formación o arena de fracturamientos hidráulicos. Suele estar ubicado aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento. Las aplicaciones tradicionales son para limpiezas de pozos desnudos y para pruebas de máxima velocidad libres de arena. hay que prestar especial atención al montaje. Filtro de Arena Doble El filtro de arena doble (Figs. 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. 27 de 151 Equipos de Control de Arena Siempre que se producen sólidos durante operaciones de pruebas de pozos o de limpieza. para operación continua.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Tabla 9. 28 de 151 Operación La máxima concentración de arena. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2.7 para los sólidos. 19 Vista Frontal. Especificaciones del Filtro de Arena Doble Schlumberger Private Fig. Lateral y Superior . es cercana a 10 lbm de sólidos/min. 20 Separador de Arena .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. 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. El separador de arena consta de: • • • • • • • Cilindro de 106 cm x 3. cuando puede producirse un gran volumen de arena al poner el pozo en producción. 29 de 151 Separador de Arena El separador de arena (Figs. 23 y 24 y Tabla 10) elimina los sólidos de la corriente de producción.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. para modular el alivio de presión Distribuidor o múltiple Línea de descarga de seguridad. Schlumberger Private Fig. Superior Pág. 21 Vista Lateral. Frontal. Especificaciones del Separador de Arena Schlumberger Private Fig. 30 de 151 . Tabla 10.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Operación La remoción de arena a través de la línea de arena permite la operación continua. 31 de 151 Desarenador Ciclónico La unidad del desarenador ciclónico montada en un armazón metálico (Fig. El desarenador queda conectado en línea durante el proceso de purga. El acumulador también se drena a través de una disposición similar. de las propiedades del fluido y de las concentraciones de arena. Schlumberger Private Fig. El desarenador y acumulador están separados por un bloque doble de válvulas de purga (tipo esfera). donde la arena cae dentro del acumulador (Fig. El tamaño del inserto se elige para que cumpla con las condiciones específicas de diseño para una gama de velocidades de flujo. 23). 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. 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. La separación ciclónica de la arena tiene lugar en el inserto. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 22 Desarenador Ciclónico . desde donde se dirige hacia el inserto. Toda la corriente del pozo se pasa por el desarenador. 23 Vistas Lateral. es cercana a 10 lbm de sólidos/min. Frontal. . Superior Operación La máxima concentración de arena.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 32 de 151 Schlumberger Private Fig. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2. para operación continua.7 para los sólidos. . Especificaciones del Separador de Arena Schlumberger Private 3. En el flujo crítico. 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).Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 33 de 151 Tabla 11. 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. 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.6 Distribuidor de Estrangulamiento (Choke Manifiold) El distribuidor de estrangulamiento (Fig.3. mientras se dirige el flujo a través del estrangulador variable. 34 de 151 Fig. y el otro con un estrangulador fijo. El estrangulador variable es un orificio de geometría variable que se cambia fácilmente sin necesidad de aislar ese lado del distribuidor. Operación Se pone a fluir el pozo por el estrangulador variable. se pueden calcular las velocidades de flujo durante la limpieza. Un lado está configurado con un estrangulador variable. la presión estrangulador fijo que corresponda con el tamaño del dial del estrangulador variable y se deriva el flujo determinada. bajo condiciones de flujo crítico. El estrangulador fijo se puede cambiar durante la operación. 24 Choke Manifold Los tamaños de reductores suelen darse en graduaciones de 1⁄64 de pulgada [0. Si se conoce.4 mm] para producir una velocidad de flujo que pueda determinarse al final de la prueba. hasta alcanzar. . en la cabeza del pozo. El lado del estrangulador fijo se arma atornillando un estrangulador calibrado. el tamaño del estrangulador y la presión aguas arriba. Se selecciona e instala un estrangulador correspondiente a la lectura en el a través del estrangulador fijo a la velocidad Schlumberger Private 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Se va aumentando el tamaño del estrangulador de flujo deseada. elevan la temperatura de los efluentes del pozo. estando en contacto directo con la fuente de calor. Los hidratos de gas natural se parecen a la nieve en gránulos. La formación de hidratos constituye un serio problema. Bajo ciertas condiciones de flujo (estrangulamiento). el fluido del pozo que se está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por agua en un recipiente. desde un simple baño de agua caliente hasta un sofisticado horno de craqueo en una refinería. La fuente de calor calienta el agua por medio de una caja de fuego. . Los hidratos se forman cuando partículas de agua y algunos hidrocarburos livianos presentes en el gas natural se tornan sólidos. Generalmente se clasifican como de fuego directo o indirecto. se produce una expansión suficiente para reducir la temperatura del fluido y causar la formación de hidratos. reduce la viscosidad y rompe las emulsiones para facilitar la separación de petróleo y agua. Prevención de la formación de hidratos El gas natural contiene vapor de agua.3. 35 de 151 Tabla 12. La alta velocidad. Un calentador doméstico es un ejemplo típico de un calentador de fuego directo.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. Esto sucede cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua bajo condiciones de baja temperatura y alta presión. En un calentador de fuego indirecto. comúnmente llamados calentadores. Varían en tamaño y complejidad. Estos compuestos químicos de hidrocarburos y agua se forman a temperaturas por encima del punto de congelación normal del agua. lo cual impide la formación de hidratos. el fluido que se está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por una caja de fuego. las pulsaciones creadas por la Schlumberger Private Los intercambiadores de calor. Especificaciones del Separador de Arena 3. Si las partículas se congelan en los equipos de superficie. En un calentador de fuego directo.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El uso de calentadores de fuego directo en la industria petrolera tiene limitaciones. las válvulas y medidores de flujo se tornan inoperantes y los estranguladores se taponan. La formación de hidratos también se acelera por ciertos gases. se puede usar un calentador para reducir la viscosidad y así evitar los problemas causados por la alta viscosidad. Reducción de la viscosidad La alta viscosidad entorpece el flujo de un efluente a través de un tubo. Un intercambiador de calor a base de vapor está prácticamente exento del riesgo de incendio. Existen compañías que proveen el servicio de generador de vapor. Requiere de un suministro adecuado de vapor para operar. conforme el fluido del yacimiento se trae a la temperatura ambiente. 25 y 26 ilustran intercambiadores de calor a base de vapor. pueden elevar su viscosidad y afectar así la eficiencia de las pruebas. 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. en especial el H2S y el CO2. pero por lo general hay que usar un generador de vapor adicional. Ruptura de emulsiones Con la inevitable producción de agua de un yacimiento. Algunos equipos tienen un suministro suficiente de vapor. Intercambiadores de calor a base de vapor Fig. Las Figs. 25 Intercambiador de calor a base de Vapor Schlumberger Private 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. Bajo ciertas condiciones. los efectos combinados de los cambios de composición.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. . Dado que la viscosidad depende de la temperatura. No suele suponer un problema en la realización de pruebas. Se usa un calentador para ayudar a mantener la temperatura por encima del punto en el cual se pueden formar los hidratos. 36 de 151 presión y la agitación aceleran el fenómeno. resulta necesario separar el agua del petróleo. Sin embargo. 28. El vapor que entra al intercambiador se pasa por el conjunto de tubos. 27. 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. 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. . El calor se transfiere desde el vapor hasta el conjunto de tubos y.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 26 Vista Lateral. 37 de 151 Schlumberger Private Fig. Como se muestra en la Fig. Frontal. de allí al efluente.3 MMBtu/hr (Tabla 13). está dotado de una cubierta y también de un tubo que constituyen un recipiente de alta presión. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 27 Descripción Schlumberger Private Fig. 38 de 151 Fig. 28 Descripción Detallada . Un protector contra llamas sobre la entrada de aire del quemador Un protector contra chispas sobre el tubo de escape de la chimenea. 29 a 31) consta de: . 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. Especificaciones del Steam Exchanger Calentador de fuego indirecto • • • • • Un recipiente para baño de agua a presión atmosférica.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 39 de 151 Tabla 13. incluyendo un serpentín dividido de 4 pulgadas con estrangulador intermedio. 29 Calentador Schlumberger Private El calentador diesel de fuego indirecto de Schlumberger (Figs. Fig. 31 Controles de Temperatura del Calentador . 40 de 151 Fig.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 30 Vista Esquemática del Calentador Schlumberger Private Fig. gas. El separador mejora este proceso de separación natural al retener el fluido el tiempo suficiente para frenar su movimiento. Su función es separar el fluido en sus fases petróleo. acelerar el proceso de la separación. Los separadores esféricos son los más eficaces para contener la presión. La densidad relativa de crudo al agua está típicamente en la proporción de . y componentes de agua antes de enviar el gas a un quemador o a la planta de inyección y el aceite al tanque. sin embargo. el separador está provisto con dispositivos mecánicos. Separación mecánica Para obtener una buena separación. Las densidades relativas de gas y líquido está típicamente en la proporción de 1 a 20 y su separación es rápida. la separación toma más tiempo: uno o dos minutos. particularmente donde puede haber problemas con las emulsiones. Las formas son más allá clasificadas en separadores de dos-fase (el gas/líquido) y tres-fase (petróleo/agua/gas).3.Surface Well Testing 3. o esféricos en la forma. y minimizar el tiempo de retención. La lista siguiente resume unos de las ventajas y desventajas de los diferentes separadores: • • • • Gravedad y densidad El petróleo. un poco de líquido permanecerá en el gas en la forma de una llovizna fina.75 a 1. Al fluir un pozo. espuma. Este líquido debe separarse del gas con la ayuda de dispositivos mecánicos para que la separación esté completa. permitiendo que ocurra la separación. . algunos de los controles pueden ser difíciles de acceder sin escaleras o plataformas de acceso. Los separadores se clasifican por su forma y por los fluidos que separan. Un separador vertical toma menos espacio que un separador horizontal con la misma capacidad. 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. gas. Son horizontales. verticales. Las partículas del efluente más densas se caen al fondo y las partículas más ligeras suben a la parte superior. Schlumberger Private • Separadores horizontales son normalmente más eficaces para manejar cantidades grandes de gas. Schlumberger típicamente usa sólo un separador trifásico horizontal. El gas tiende a ir por arriba y los líquidos caen en el separador. normalmente tomando sólo unos segundos. ellos no se usan ampliamente debido a su capacidad limitada de procesar "cabezeos" y porque son difíciles de fabricar. Aproximadamente 95% de la separación de líquido-gas dentro del separador pasan al instante. 41 de 151 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. Separadores horizontales son los más baratos para la separación estándar de petróleo-gas. o las proporciones de gas-aceite altas.8 Manual de Campo para Operadores Pág. La función de estos dispositivos mecánicos se explica aquí para que usted pueda entender el papel que ellos juegan en el proceso de separación. En un separador vertical. 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. Sin embargo. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. obligando los líquidos a caer al fondo del contenedor. 33 Placa Deflectora Schlumberger Private Esta placa se localiza delante de la entrada. 32 Representación Esquemática del Separador Placa Deflectora Fig. La placa del deflector causa la separación inicial de líquido y gas. . Causa un cambio rápido en la dirección y velocidad de los fluidos. 42 de 151 Fig. Las gotas de líquido en el gas golpean las placas y se pegan a ellas. Fig. 43 de 151 Placas Coalescentes Estas placas se colocan longitudinalmente en una forma de V invertida en la parte superior del separador. . A medida que pasa mayor cantidad de gas a través de las placas. como el extractor de llovizna. Antes de dejar el separador.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 34 Placas Coalescentes Cortador de Espuma Extractor de llovizna Este pedazo de equipo está compuesto de una malla de alambre tejido. 35 Mist Extractor Weir Plate Esta placa. el gas pasa a través del extractor de la llovizna. Fig. divide el separador en dos compartimientos: petróleo y agua. localizada en al fondo del recipiente. más gotas se unen para formar gotas más grandes que caen al fondo del separador. Impide el paso de las partículas de aceite en la espuma hacia la salida de gas. Schlumberger Private Esta parte de equipo esta hecha de malla del alambre. causando la caída de las gotas de aceite muy finas que permanecían en el gas. el modelo actual permite fijar la presión de trabajo deseada y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el recorrido de la válvula. Los cortadores de vértice previenen que el gas salga del separador en combinación con el líquido. Se usan indicadores de nivel visuales. . Schlumberger Private El controlador de presión de gas y los de nivel de petróleo y agua mantienen las condiciones de separación constante dentro del tanque. 36 Vortex Breaker Controladores de nivel y de presión Controlador de Presión La figura 37 muestra un modelo de controlador simple. llamados sight-glass. En aquel sistema. para monitorear las interfases petróleo-gas e interfases de aceite-agua dentro del separador. Para ajustar la presión del separador y los caudales de agua y crudo. Su función es la de romper el remolino que puede generarse cuando el crudo y el agua salen del separador por sus conexiones respectivas. La presión de aire se reduce mediante el uso de reguladores de presión colocados aguas arriba de los controladores. El aire comprimido que alimenta los controladores se filtra a través de un limpiador. la válvula esta completamente abierta o cerrada. Para el sistema complejo ilustrado en "Gas Pressure Controller . teniendo como consecuencia que la presión de separación fluctúa entre un valor mínimo y un valor máximo. El diagrama "Gas Pressure Controller . Fig. Ajustar esa palanca mueve la boquilla más cerca o más lejos del flapper para establecer el Set Point. El controlador de presión actualmente instalado en un separador es más complejo.Proportional Action". La presión del separador se aplica directamente al tubo de Bourdon. Al contrario del modelo simple.Proportional Action" muestra el sistema en un estado de equilibrio con presión de separación estable. asegurando una regulación suave de la presión de separación. 44 de 151 Cortador de “Vortex” Estos cortadores se localizan en las salidas de crudo y de agua.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. la presión deseada se fija al ajustar una lámina de “set point”. todos los controladores usan válvulas automáticas (ACVs). Porque la cámara A es continuamente alimentada con aire a través del orificio B. aumentando su presión por eso. • • • • • • El tubo de Bourdon mueve el flapper hacia la boquilla. Al mismo tiempo que ese aire fluye al ACV. La presión en la cámara F aumenta hasta que las diafragmas C y D sean empujadas a sus posiciones originales. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. la presión fija se mantiene: • • • El tubo de Bourdon aleja el Flapper de la boquilla. Como resultado. El incremento de presión en la cámara A empuja los diafragmas C y D hacia arriba. 45 de 151 Fig. aumentando el espacio entre la boquilla y el Flapper. causándo un desplazamiento más cerca a su asiento y reduciendo el flujo de gas de separador. 37 Controlador de Presión de Gas Complejo La siguiente lista describe lo que ocurre al sistema cuando la presión de separación incrementa o disminuye. Esta presión de aire provoca el movimiento del flapper fuera de la boquilla. también fluye a través de la válvula de la banda proporcional a los bellows G. cerrando el hueco entre la boquilla y el flapper. Schlumberger Private Cuando disminuye la presión del separador. Cuando aumenta la presión de separador. La presión de aire entra en la cámara F y fluye hacia la válvula automática (ACV). Eso provoca una disminución de la presión de aire en la cámara A del relay. la presión fija se mantiene: . Esta reducción de presión provoca la apertura de la válvula ACV debido al efecto del resorte. El aire de la ACV empieza a fugar a la atmósfera a través de la cámara I. la presión en la válvula de ACV se aumenta y la presión del separador se restaura a su presión fija. 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. deteniendo el incremento de presión en la cámara A y restaura el sistema a un estado de equilibrio. causando el cierre de la válvula E y devolviendo el sistema a un estado de equilibrio. causando la apertura de la válvula de suministro E. El valor de la presión mínima.Surface Well Testing • Manual de Campo para Operadores Pág. tal como se describe en los siguientes ejemplos. necesaria para empujar el crudo fuera del separador hacia los tanques o la línea de producción. El punto fijo para la presión del separador es 400 psi. Por ejemplo. Esta acción provocará un aumento de la presión en la cámara A. corresponde a una banda proporcional de aproximadamente 3%. la presión sobre la ACV disminuye y la presión del separador vuelve a su presión fijada. cuando la banda proporcional de un controlador Fisher 4150 (ilustrado en la diagrama "Gas Pressure Controller-Proportional Action") esta completamente cerrada. 46 de 151 En el mismo tiempo que aire fuga de la ACV al atmósfera. Cuando se programa la presión de separador con el controlador. la presión de aire en los bellows G disminuye. Eso permite la variación de la cantidad de aire que se suministra a los bellows. la presión que va de la cámara del relay F hacia la ACV también va hacia la válvula de banda proporcional de tres-vías. La banda proporcional es independiente de la presión fijada. Válvula de banda proporcional Como se describe el la figura 38. pero depende del rango de presión del tubo de Bourdon. acercando el flapper de la boquilla. uno debe considerar: • • • La presión de calibración de la válvula de seguridad en relación con la presión de trabajo máxima del separador. Schlumberger Private 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. El valor de ajuste de la banda proporcional se expresa en %. A consecuencia. • • El controlado de presión está provisto con un tubo de Bourdon con un rango de presión de 1000 psi. Las condiciones de flujo crítico aguas arriba. basado en el rango de presión del tubo de Bourdon. La variación cambia la distancia entre el flapper y la boquilla. . Recomendaciones para fijar la presión de separación. suficiente para tapar el pasaje entre las cámaras F e I. El porcentaje puede variar entre 0% y 100%. El orificio de entrada para esta válvula es ajustable. 47 de 151 Schlumberger Private Fig. 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 bajo. 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. más volumen en el separador necesita ser reservado para el gas y se requiere un nivel de aceite bajo. Para cubrir GORs de diferentes valores. 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. • • Si el GOR es alto.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. . más volumen en el separador necesita ser reservado para el crudo y se requiere un nivel de aceite alto. 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. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Fig. 40 Capacidad del Separador Schlumberger Private Fig. 39 Niveles de Fluido dentro del Separador Pág. 48 de 151 Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 49 de 151 Schlumberger Private Fig. 41 Capacidad de Líquido Teórico dentro del Separador Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Schlumberger Private Fig. 42 Capacidad de Gas Teórico dentro del Separador Pág. 50 de 151 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. 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. las válvulas de control en la salida de aceite están normalmente cerradas. el crudo podría fluir sin control hacia los tanques y cuando el nivel haya desaparecido. asegurando una regulación suave del nivel. 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. La diagrama "Oil Level Controller” muestra un modelo simple de controlador de nivel de crudo. el gas seria mandado a los tanques o a la línea de producción. Recíprocamente. 43 Controladora de Nivel Para propósitos de seguridad. según el principio de Arquimedes. En ese sistema simple. Cuando el nivel cambia.Revision: 2 Manual de Campo para Operadores Pág. El movimiento del flotador esta convertido. hace mover el flotador. A contrario del modelo simple. Si por cualquier razón el suministro de aire a estas válvulas se corta. La acumulación de crudo en el separador puede provocar su salida a través de la línea de gas. Schlumberger Private Fig. si las válvulas de la línea de líquido estuvieran abiertas. . limitado solamente por la capacidad del separador. El sistema permite la regulación de un rango de caudales amplio. 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. la válvula esta completamente abierta o cerrada. El controlador de nivel montado en el separador es más complejo. haciendo que el nivel de crudo en el separador esté fluctuando siempre entre un nivel mínimo y máximo. una fuerza igual al peso del líquido desplazado como se muestra en la figura 43. A su vez. este problema debe descubrirse lo suficientemente rápido para impedir el "retorno" de crudo en el separador. a través de un mecanismo de torsión. 51 de 151 Controlador de Nivel Simple Usualmente. provocando el movimiento del flapper fuera o hacia la boquilla. 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).Proportional Action". 52 de 151 Para el sistema complejo mostrado en la diagrama "Oil Level Controller .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. mas cerca ó mas lejos del flapper. La diagrama muestra el controlador de nivel en una posición de equilibrio y el caudal de entrada es igual al caudal de salida. 44 Controladora de Nivel Complejo (ampliado) . Schlumberger Private Fig. colocada sobre el tubo de Bourdon. el nivel de líquido deseado se fija al mover la palanca de ajuste. Ajustar la palanca mueve la boquilla. La acción aumenta el flujo de crudo y el nivel en el separador baja. provocando su recorrido fuera de su asiento (abriendo la ACV). La presión de aire provoca el alejamiento del flapper respeto al tubo de Bourdon. suministra tambien aire al tubo de Bourdon a través de la válvula de banda proporcional. causando el movimiento de la boquilla sobre el tubo de Bourdon hacia el flapper. Schlumberger Private • • • . para prevenir el paso del agua encima del “weir Plate” y que fluya en el compartimiento de crudo. Controlador de nivel de agua El nivel de interfase entre el crudo y el agua en el separador debería ser mantenido constante. El aumento de presión en la cámara A empuja las diafragmas C y D hacia abajo. Porque la cámara A es constantemente suministrada con aire a través del orificio B.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Esta acción detiene el aumento de presión en la cámara A y devuelve el sistema a un estado de equilibrio. El flapper. Lo suficiente para cerrar el paso entre las cámaras F e I. abriendo la válvula de suministro E. La fuga de aire desde la boquilla se usa para abrir ó cerrar la válvula ACV colocada sobre la salida de agua. se mueve hacia abajo en dirección de la boquilla. La caída de presión en la cámara A y la acción del resorte G mueven las diafragmas C y D hacia arriba. Esa reducción de presión hace que la ACV empieza en cerrase bajo la fuerza del resorte. provocando una fuga de aire. En el mismo tiempo que el aire fluye hacia la ACV. La presión de aire entra en la cámara F y fluye hacia la válvula de control ACV. El movimiento del flotador se transmite a través de un tubo hacia un flapper que se aleja o se acerca de una boquilla. 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. conectado al flotador por el tubo de torque. 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. abriendo el espacio entre la boquilla y el flapper. aquella reducción en el paso de aire aumenta la presión en la cámara A. la presión de aire fluyendo a través de la válvula de banda proporcional hacia el tubo de Bourdon disminuye. reduciendo el paso del aire. Esto causa una disminución de la presión de aire en la cámara A del relay. cerrando el intervalo entre el flapper y la boquilla. La acción provoca un incremento de presión en la cámara A. Cuando el flujo de entrada es menor que el flujo de salida. levantando el flotador hacia arriba. 53 de 151 Cuando el flujo de la entrada es mayor que el flujo de salida. el nivel de crudo en el separador baja: • • • El flapper mueve fuera de la boquilla. En el mismo tiempo que el aire fluye del ACV la atmósfera. El aire de la válvula automática ACV empieza a fugar la atmósfera a través de la cámara I. el nivel de crudo en el separador aumenta: • • • • • La fuerza de flotación del líquido se incrementa. El desplazamiento del flotador desplaza el flapper. .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. normalmente abierta y normalmente cerrada. y agua están diseñadas para regular el caudal en una tubería variando su sección en respuesta a una señal recibida de un controlador. Fig. 45 Controladora de Nivel de Agua Válvulas de Control Automático Los diagramas de ACV muestran los dos tipos diferentes. 46 Válvulas de Control Automático Schlumberger Private Las válvulas automáticas (ACV) para el crudo. de las válvulas de control usadas en un separador. gas. 54 de 151 Fig. de tal modo que puedan aislar el separador de nuevo. que se activan en caso de un exceso de presión. En el caso de la ruptura del vidrio. girar la palanca en sentido contrario para colocar la punta en su posición original. 47 Sight Glass . el separador se diseña con dos puntos débiles (válvulas de seguridad). Cuando la bola esté en su posición. el vidrio de seguridad esta equipado con válvulas de seguridad que impiden que el fluido dentro del separador se escape. Este dispositivo compone un vidrio transparente colocado en una cámara de acero para aguantar la presión interna del separador. Los niveles dentro del separador pueden ser visualizados mediante esos vidrios. Se usa una punta para empujar la bola. Dispositivos de seguridad En caso de que un funcionamiento defectuoso cause un aumento de la presión del separador a un nivel peligroso. moviendo la palanca más o menos un cuarto de vuelta. Sobre el separador. Schlumberger Private Fig. hay uno para monitorear la interfase crudo – gas y uno para monitorear el interfase agua – crudo. en caso que ocurra otra falla. estos dispositivos proporcionan una abertura de emergencia a la atmósfera. 55 de 151 Sight Glass El sight glass es un indicador de nivel visual. Para prevenir este tipo de falla. las bolas beben ser empujadas hacia adentro en sus ranuras. Después de haber cambiado el vidrio. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 49 Válvulas de Seguridad Schlumberger Private La válvula de alivio de seguridad se localiza encima del separador. Fig. 56 de 151 Fig. de tal manera que los efectos de contra-presión en la salida de la válvula sobre la presión de calibración se ven eliminados. Su salida se conecta a la línea de venteo de gas. el gas se desfoga hacia la atmósfera. Los bellows tienen una área efectiva igual a la del asiento de la válvula. aguas abajo de la válvula ACV. Cuando la válvula de alivio de seguridad se abre. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. . idéntico al medidor de desplazamiento positivo utilizado en la línea de crudo. 57 de 151 Check Valve La válvula check se coloca aguas abajo de la válvula de seguridad. . representa un factor de corrección usado en los cálculos de volumen de aceite. 51 Dispositivos de Medición Para medir bajos y altos caudales de flujo de crudo. Es un flapper libre-oscilante que detiene una posible contra-presión en la línea de gas. El factor de encogimiento. colocado en la línea de salida de gas.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El caudal de gas se mide usando un medidor con orificio. 50 Válvulas Check Dispositivos de medición Schlumberger Private Fig. se usan un medidor de desplazamiento positivo y un medidor de vértice colocados en la línea flujo de petróleo. que podría afectar la abertura de la válvula de seguridad si aquella tiene que abrirse. medido con un probador de encogimiento. Fig. Los caudales de agua se miden con un medidor de desplazamiento positivo. bajo el principio de presión diferencial. Un solo medidor no puede medir con precisión el rango entero de caudales (bajo y alto). Caudales bajo y medio se miden con el medidor de desplazamiento positivo FLOCO. El movimiento del rotor esta transferido a un registrador con un acople magnético. 52 Medidores de Crudo Floco/Rotron Schlumberger Private Los separadores pueden ser equipados con medidores de vértice de 2 o 3 pulg.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El movimiento del rotor se transfiere a un registrador mediante 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. pero también del tipo de rodamiento que se usa. Cuando el líquido fluye a través del medidor. El líquido que entra al medidor golpea el puente. mientras que caudales altos se miden con el medidor de vértice ROTRON. 58 de 151 Medidores de crudo La salida de crudo está equipada con 2 medidores en paralelo. Fig. El rango de medición oscila entre 2000 a 17000 bbls. El medidor de vértice ROTRON consiste en un cuerpo montado con una cámara excéntrica y un rotor colocado transversalmente a las venas de fluido. tal como se indica en la siguiente tabla "Vortex Meters and Flow Rates" . La velocidad de rotación del vértice líquido es proporcional al caudal. los sellos del puente impiden que el líquido se devuelva hacia la entrada. Para este tipo de medidor. Se usa un solo medidor a la vez y su elección depende del caudal. El medidor de desplazamiento positivo mide el caudal de líquido que lo atraviesa al dividir el líquido en segmentos y contándolos. de tal modo que es posible medir un rango amplio de caudales. se crea un vértice en la cámara. el caudal depende del tamaño del medidor. aceite y emulsión. En caso de que el gas contenga H2S ó CO2. . Al principio del flujo. 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. Schlumberger Private Fig. La presión upstream y downstream de la placa orificio. Para obtener mediciones precisas. mientras la entrada de baja presión se conecta a la parte downstream del orificio. otro set de scrubbers actúa como un amortiguador. Durante la prueba. Antes de alcanzar el registrador. 59 de 151 Medidor de Gas Antes de salir del separador. el fluido debe tener ciertas características aerodinámicas antes de alcanzar el medidor. Es importante tener un dispositivo que permita el cambio de orificio sin interrumpir el flujo de gas. el caudal se desconoce. los scrubbers superiores contienen aceite hidráulico o diesel para impedir el contacto directo del gas con el registrador. 53 Straightening Vanes Para registrar la presión diferencial. 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. La carta gira bajo la acción de un reloj y la presión diferencial se registra en función del tiempo. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. por “scrubbers”. La misma carta registra presión estática y temperatura. por eso se utilizan placas-orificios de diferentes tamaños. la temperatura del gas y su gravedad específica se usan para calcular el caudal de gas. un instrumento llamado registrador de presión diferencial se utiliza. el caudal de gas se mide usando un tipo de medidor diferencial llamado medidor de orificio. Su propósito es de detener impurezas. Ese gas esta filtrado en ambas líneas de alta y baja presión. Gas Scrubbers La línea de gas del separador suministra el gas usado para operar el registrador de presión diferencial. La entrada de presión alta se conecta a la parte upstream del orificio. el caudal puede cambiar. También existe una línea e by-pass para los medidores de crudo.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Se utiliza cuando el efluente no necesita ser separado o cuando se dirige a otro separador o tanque. gas y aceite tienen puntos de muestreo con sus válvulas de aislamiento. 60 de 151 Válvulas La figura 54 muestra un sistema típico de separador con las válvulas usadas para aislar los componentes cuando no están en uso. También pueden ser usados esos puntos para colocar registradores de temperatura y presión. 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. Schlumberger Private Fig. 54 Sistema de Líneas del Separador . Puntos de muestreo Las líneas de agua. 56: • • • Quemador de estribor Quemador de babor Tanque de almacenamiento. 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. el separador debe ser lavado cuidadosamente para prevenir la corrosión debida a los efluentes del pozo. se suelen usar dos quemadores para soportar las pruebas continuas sin importar la dirección predominante del viento. manténganlas abiertas mecánicamente.9 Después de cada trabajo. especialmente los puntos de soldadura. La bomba aumenta la presión para que el flujo pueda llegar hasta un quemador o sea reinyectado en una línea de flujo. el tanque de surgencia. El distribuidor de gas cumple las mismas funciones. Como todos recipientes sometidos a presión. Para detectar cualquier fuga que podría afectar la operación normal de la válvula de seguridad. Controle que la fecha del certificado oficial es válida. . En efecto. se puede usar gas del separador pero no si hay H2S. Para asegurar una operación normal de las válvulas de seguridad.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. el distribuidor de petróleo sirve para el mismo propósito. asegúrese que la válvula check no tiene fuga. Esa válvula se coloca entre la válvula de seguridad y la válvula check. Si no hay aire comprimido. el flujo se conduce hacia el distribuidor por medio de una bomba de transferencia. los separadores requieren una certificación periódica. Para pruebas en áreas marinas. como se ilustra en la Fig. Durante transportación. 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. 61 de 151 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 distribuidor usualmente tiene cinco válvulas de esfera de 2 pulgadas. Para impedir el cierre accidental del suministro de aire a las válvulas. Asegúrese que los puntos de levantamiento están en perfectas condiciones. Si se usa un tanque de surgencia.3. mantenga la válvula de aguja en posición abierta. Distribuidor de Petróleo (Oil Manifold) El distribuidor de petróleo montado sobre patín (Fig. Se recomienda que aire comprimido alimente los instrumentos del separador. 55 y Tabla 14) está dotado de cinco válvulas. el distribuidor dirige el flujo desde el separador sin interrupción hasta el quemador o la línea de flujo. remover los flotadores para que no se caigan dentro del separador. Schlumberger Private 3. Desde el tanque de medición. El petróleo es dirigido a través de las válvulas del distribuidor hacia uno de los tres componentes de la prueba. la línea de flujo de producción o el quemador dependiendo de las circunstancias de la prueba. Especificaciones del Oil Manifold .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 62 de 151 Fig. 55 Oil Manifold Schlumberger Private Fig. 56 Representación Esquemática del Oil Manifold Tabla 14. Consta de un conjunto montado en patín con dos válvulas de bola. 58 Representación Esquemática de Gas Manifold Schlumberger Private Fig. Fig. 58).Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 63 de 151 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. 57 Gas Manifold . 59 y 60). Los dos tipos de tanques de surgencia son: • • Tanque con un solo compartimiento Tanque con doble compartimiento.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El tanque de surgencia tiene una conexión a tierra para conducir cualquier descarga estática. 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. Existen alarmas de alto y bajo nivel para advertir cuando se ha de detener la calibración. Con el tanque de surgencia se tiene que usar una línea separada de desfogue de gas. El cambio en el volumen se infiere de un indicador de nivel en base a las dimensiones físicas del tanque de surgencia. 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. que permite que un compartimiento se evacue con una bomba de transferencia mientras que el otro se está llenando. 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. Ambos tipos de tanques de surgencia cuentan con una válvula automática de control de presión en la salida de la línea de gas. 64 de 151 Tabla 15. Especificaciones del Gas Manifold 3. que va al quemador.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. lo mismo sería aplicable a un tanque de surgencia que operase a presión atmosférica. El tanque no Schlumberger Private 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. equipada con protector contra chispas. 60 Vista Lateral. 59 Surge Tank .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Frontal. Fig. Superior Schlumberger Private Fig. 65 de 151 puede estar conectado directamente a la salida de gas del separador porque la presión podría ejercer una contrapresión sobre el tanque de surgencia. 66 de 151 Tabla 16. Especificaciones del Surge Tank (Dos compartimientos) .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Especificaciones del Surge Tank (Un compartimiento) Schlumberger Private Tabla 17. moviendo la palanca más o menos un cuarto de vuelta. Es del mismo tipo que las que se usan para un separador. las bolas beben ser empujadas hacia adentro en sus ranuras. En caso de ruptura. 67 de 151 Componentes del Surge Tank Válvulas de Seguridad La válvula esta colocada en la parte superior del tanque. 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. 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. Schlumberger Private Fig. el vidrio de seguridad esta equipado con válvulas de seguridad que impiden que el fluido dentro del surge tank se escape. de tal modo que puedan aislar el separador de nuevo.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. La salida esta conectada a una línea de venteo separada o colectiva. 61 Válvulas de Seguridad . Abre cuando la presión en el tanque supera la presión de trabajo del tanque. de tal modo que cualquier back-pressure en la salida de la válvula no tendrá efecto sobre el valor de apertura. en caso que ocurra otra falla. Cuando la bola esta en su posición. Este dispositivo compone un vidrio transparente colocado en una cámara de acero para aguantar la presión interna del tanque. Después de haber cambiado el vidrio. El termino “set pressure” es el valor de la presión al cual usted desea que se abra la válvula de descarga. Los bellows tienen un área equivalente a la del asiento de la válvula. girar la palanca en sentido contrario para colocar la punta en su posición original. Visores El sight glass es un indicador de nivel visual colocado en frente de una escala graduada para anotar los cambios de nivel. Se usa una punta para empujar la bola. . Fig. es de detener la propagación de un fuego dentro del tanque. que permite al gas escaparse del tanque. Contienen lana de acero que actúa como filtro para asegurarse que el crudo sea atrapado. 63 Flame Arrestor Schlumberger Private Este sistema consta de un sistema de alarma de alto y bajo nivel. montado sobre la línea de venteo de gas. Flame Arrestor El propósito de aquel dispositivo. Si ambas líneas estas conectadas la presión proveniente del separador creará un back pressure que será mayor a la presión de trabajo del tanque. el nivel de líquido debe ser ajustado manualmente. Cuando la alarma se activa. Posee una corneta que emite un fuerte sonido cuando se presenta algunos de los dos casos.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. y no sea expulsado con el gas. 68 de 151 Fig. La línea de venteo del gas debe ser independiente de la línea de venteo del separador. 62 Visores Alarma de Nivel Línea de Venteo de Gas El surge tank tiene una línea de venteo. La ACV se regula al cambiar el diámetro de la línea en respuesta a una señal recibida del controlador. Cuando la presión sube. Por razones de seguridad.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Esta presión se necesita al usar el tanque como separador de segunda etapa y. Schlumberger Private Cuando la presión baja. el tanque no será sobre-presurizado. el controlador abre la válvula y la presión baja. 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. La fricción de los fluidos en tubería y tanque durante mucho tiempo puede “cargar” el metal de electricidad (o el viento con arena). el controlador cierra la válvula. la ACV es “normalmente abierta”. la presión del tanque se mantiene cerca de este valor. para descargar la electricidad estática y evitar la formación de un “flash”. Fig. . Una vez que se ha fijado manualmente la presión en el controlador de presión. El controlador reacciona a cualquier variación de la presión de tanque. después de la válvula automática ACV. Grounding Strap El tanque se conecta a tierra. Si por alguna razón el suministro de aire a la válvula es cortado. 64 Válvula de Control Automático Válvula Check Esa válvula se coloca en la línea de salida de gas. Está cerrada cuando el Surge Tank no tiene presión interna. 69 de 151 Válvulas Mariposa (Butterfly Valves) Entrada y salida del tanque tienen este tipo de válvula de abertura rápida (1/4 de vuelta). según el tipo de bomba de transferencia usado. 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. donde podría suponer un peligro para el personal. mientras que el otro se está llenando. 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. 65 Gauge Tank Fig. Se usa un visor de nivel para calcular el cambio de volumen en base a las dimensiones físicas del tanque. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Posee dos compartimentos. 70 de 151 Tanque de Calibración (Gauge Tank) El tanque de medición (Fig. Una conexión a tierra pegada al tanque impide la acumulación de carga estática. Schlumberger Private Fig. uno de los cuales puede vaciarse con la bomba de transferencia. 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. 66 Vista Frontal y Superior Gauge Tank . 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. No se desea acumulación de sólidos. permiten medir el tanque en ambos compartimiento con una varilla graduada (o cinta métrica). Una escala graduada detrás del visor permite lecturas de nivel y cálculos de caudales. Líneas de venteo El tanque tiene una salida por compartimento. los remaches se romperían y el techo se abriría de inmediato para aliviar la presión . tapado. Contienen lana de acero que actúa como filtro para asegurarse de que ningún aceite este llevado con el gas. 71 de 151 Tabla 18. Schlumberger Private Están localizadas sobre el techo del tanque y se componen de placas de metal unidas con remaches. Flame Arrestors El propósito de aquel dispositivo. 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. y permiten el monitoreo del nivel en el tanque. montado sobre las líneas de venteo de gas. pero es una información importante. crudo pesado. cuando el visor no se puede usar (roto. es de detener la propagación de un fuego dentro del tanque. Permiten al gas escaparse del tanque. En caso que el tanque este sometido a una sobrepresión accidental.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Apertura para medición anual Localizadas sobre el techo 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. Las burbujas de gas en el crudo alteran el valor real del volumen de crudo leído en los medidores. 72 de 151 Fig. 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. Puesta a Tierra El tanque se conecta a tierra. La fricción de los fluidos en tubería y tanque durante mucho tiempo puede “cargar” el metal de electricidad (o el viento con arena). 67 Flame Arrestor Válvulas Mariposa Entrada y salida del tanque tienen este tipo de válvula de abertura rápida (1/4 de vuelta). los medidores no tienen una exactitud de 100%. para descargar la electricidad estática y evitar la formación de un “flash”. Cada compartimiento tiene una tapa movible. llamado meter factor (f) se obtiene al dividir el volumen de agua en el tanque por el volumen leído sobre el medidor. Para corregirlo. Schlumberger Private Compuerta de Inspección . 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. Los medidores en la línea de flujo operan bajo presión.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Caudales incorrectos podrían llevar un cliente a tomar decisiones erróneas. Como se explicó en la introducción. Leer el nivel inicial de líquido en el tanque. Un método simple consiste en bombear agua a través de un medidor hacia un tanque de dimensiones conocidas. con consecuencias financieras muy importantes. Es importante chequear su grado de precisión. que permite inspector y limpiar el tanque. Un factor de corrección. . Controlar con frecuencia la salida de las líneas de venteo. Cuando se toma la lectura final al tanque. que permite calcular el caudal a condiciones estándar: presión atmosférica (14. Esos datos sirven de referencia. Alinear el flujo al tanque y tomar una lectura el medidor al mismo momento. 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. Confirmar que el nivel en el tanque esta subiendo. al mismo tiempo. 6. 73 de 151 2. Chequear que la presión no se esta acumulando en el tanque. 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. 1. Casi todas las bombas son eléctricas. se usa una bomba de transferencia de alta capacidad y alta presión.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. esperar que todo el gas haya escapado del crudo. Antes de tomar la lectura final del tanque. también se anota la temperatura. 4.73 psia) y 60 Grad F. Se aplica un factor de corrección por temperatura. pero también hay disponibles bombas con motor diesel. El factor de corrección de volumen es simplemente la relación entre el volumen en el tanque y el volumen registrado por el medidor. 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. 3. Alinear otro compartimento o otro tanque y. Para a inyectar el petróleo del separador a una línea de flujo existente. anotar el tiempo exacto. leer el valor del medidor y el tiempo.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. Schlumberger Private 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. 5. 7. Especificaciones Bombas Tipo Engranaje Schlumberger Private 2. 74 de 151 Fig. pero el principio de operación es muy simple. 68 Bombas Tipo Engranaje Tabla 19. . Puede parecer complejo.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Tipo Tornillo (Screw-Type Transfer Pump) La bomba en la figura 69 se llama usualmente “de tornillo. El rotor es una hélice de sección redonda maquinada en un acero muy resistente. El rotor y el stator de hule son los componentes claves. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 75 de 151 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. Schlumberger Private Fig. 69 Bombas Tipo Tornillo Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 76 de 151 Fig. 70 Esquema Bomba Tipo Tornillo Tabla 20. Especificaciones Bombas Tipo Tornillo Schlumberger Private 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. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 77 de 151 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. Schlumberger Private Algunas ventajas: . pero no maneja volúmenes. El espacio entre el propulsor y el “volute” debe ser mínimo en la parte superior notada como “cut water”. 72 Sistema de Operación Schlumberger Private Fig. 73 Vista Frontal. El impulsor da velocidad. El impulsor le da la velocidad al líquido. Lateral y Superior La figura 72 muestra los 2 componentes principales de una bomba centrífuga axial: el impulsor y el volute. y el volute forza el líquido hacia la descarga de la bomba.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 78 de 151 Fig. La bomba centrífuga requiere mucha potencia al arrancar. la válvula de by-pass puede ser gradualmente cerrada para desviar todo el flujo a través de la bomba.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. La válvula permite desviar una parte del fluido. Bomba Radial La bomba dibujada en la figura 75 esta equipada con una válvula de bola. impulsa velocidad sin manejar volúmenes. el flujo esta llevado hacia el centro de la rueda y propulsado radialmente al exterior en la descarga de la bomba. observe que. 74 Bomba Radial Schlumberger Private Una bomba de flujo radial pertenece a la misma categoría de bomba centrífuga. Cuando el motor ha alcanzado una velocidad normal. montada en una línea de bypass. La válvula puede también ser usada para controlar y ajustar el caudal. . De igual manera que la bomba axial. debido a la rotación del árbol. Fig. facilitando el arranque de la bomba y prevenir una eventual sobre-carga. Especificaciones Bombas Centrifugas 4. Si todo el fluido pasa por la bomba. En la figura 74. 79 de 151 Tabla 21. necesitara aun más potencia. 5. Las bombas se diseñan para condiciones específicas. Algunas desventajas: • • • • La presión de descarga no llega a valores tan altas como las bombas de desplazamiento reciprocante. Al final de su recorrido. Son menos eficientes que las bombas de desplazamiento positivo Se requiere mucha potencia eléctrica para operarlas. La entrada de la válvula maestra se cierra y el aire acumulado contra el diafragma esta desfogado a la atmósfera. por ejemplo. 50 psi) entra a través de la válvula maestra hasta el actuador de diafragma. una palanca dispara una válvula piloto a su posición que permite al aire entrar en la parte baja de la válvula maestra. Ventajas y Desventajas • • • • Construcciones simples y silenciosas. la presión mueve una varilla que a su vez fuerza un pistón dentro de la cabeza de inyección. 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. Requieren poco mantenimiento. Eficiencia es una función del caudal y de la presión. En la figura 76 la energía motriz (máx. Eso expulsa el producto químico a la línea de descarga. Algunas bombas centrífugas se montan con una válvula check en la línea de descargar. 80 de 151 Fig.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Algunas. Pueden manejar fluidos un poco “cargados” de sólidos y partículas finas. pueden operar manualmente o automáticamente. Schlumberger Private Algunas ventajas de las centrífugas: . Ocupan poco espacio por una capacidad alta. Bombas Texteam Utiliza gas o aire como “motor” y se usa para inyectar químicos de manera continua. con el fin de impedir un retorno de fluido hacia la bomba. Al incrementar. no requiere mucho mantenimiento específico.000 psi Máx. Máx. una carga de producto químico invade la cabeza de la bomba. Opera en un rango muy amplio de presiones y caudales. 1-1/4 in. mientras la presión de salida depende del diámetro del inyector (pistón). Schlumberger Private En la otra cara del diafragma esta colocado un resorte que devuelve el sistema a su posición original. 81 de 151 Manual de Campo para Operadores Fig. 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. 1/2 in. Especificaciones Bombas Texsteam Modelo 5002 5003 5005 5004 5006 5007 Diámetro del Inyector 1/4 in. Como utiliza aire como fuerza motriz. 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. Se puede variar entre 5 y 75 golpes por minuto. 3/4 in.Surface Well Testing Pág. . 76 Bomba Texsteam Capacidad El caudal de suministro de aire y el diámetro de pistón controlan el caudal de inyección (y la presión).000 psi 5. 1 in. la palanca dispara de nuevo la válvula de piloto y esta vez. La presión incrementa y el ciclo recomienza. 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. Cuando la varilla llega al final de su recorrido de retorno.000 psi 2. Volumen Intermitente 20 GPD 56 GPD 105 GPD 190 GPD 400 GPD 625 GPD Máx. a veces se queda pegado el inyector.000 psi 20. Presión de Descarga 20. La tabla siguiente indica las características de diferentes inyectores: Tabla 22. 3/8 in.000 psi 12. Una desventaja: si se quiere operar a caudales muy bajo.000 psi 3. 82 de 151 Fig. 77 Representación Esquemática del Inyector Schlumberger Private Fig. 78 Grafico de Desempeño de la Bomba Texsteam .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. asegúrese que está girando en una buena dirección. bujías y enchufes en buenas condiciones. Salida bien orientada. la caja eléctrica de arranque debe estar cerrada al encender o apagar la bomba. Averigue que la válvula de succión esté abierta antes de arrancar la bomba. Cables eléctricos. En el cuerpo de la bomba encontrará una flecha que indica la buena dirección. Cuando la bomba esta en rotación. Si no hay descarga después de 30 segundos. Operar la bomba sin líquido la destruiría. por lo tanto se requiere consultar los manuales del fabricante. Cortador de circuito (circuit breaker) mandatorio: la bomba requiere mucha potencia. siguiendo paso a paso los procedimientos de arranque. Si se ha cambiado el voltaje de la bomba. Inmediatamente después de arrancar la bomba.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. purgar cualquier aire o vapor que pudiese estar atrapado en el cuerpo de la bomba. coloque el tanque a una altura suficiente. Conexión a tierra debe ser adecuada. Solamente personal capacitado puede operar las bombas. Al arrancar la bomba. Chequear con frecuencia la calibración de las válvulas de seguridad. Para estar seguro que la succión de la bomba este siempre sumergida. 83 de 151 Seguridad Es importante recordar que cada tipo de bomba tiene puntos de seguridad bien específicos. apague la bomba y procede a vuelva a encender. Utilice manómetros colocados sobre la succión y la descarga para verificar fácilmente que la bomba anda de manera correcta. . nunca trate de hacer ajustes o reparaciones. apáguela primero. Algunas consideraciones de seguridad que uno debe observar cuando maneja bombas de transferencia se detallan a continuación: • • • • • • • • • • • • • • • • • Schlumberger Private • 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. No aplique presiones superiores a las que se necesitan para una operación eficiente. Para prevenir choques eléctricos. verifique que la bomba gira en el buen sentido. Verifique que la succión y la presión de descargue están dentro del rango de presión especificado por el constructor. Válvulas check colocadas en sitios claves del proceso. con lo que se evitan los problemas relacionados con el almacenamiento de petróleo y la contaminación ambiental. 2. para mejorar la combustión y reducir la radiación por calor. Los extensores tienen las siguientes características principales: 1. Los atomizadores fraccionan el efluente en gotas muy finas para un quemado más eficiente. Por lo tanto. 4. por razones técnicas y de seguridad. Los quemadores eliminan el petróleo de una manera más segura y amigable con el medio ambiente. 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. 84 de 151 3.12 Quemadores y Barras de Extensión Los quemadores están diseñados para disponer eficientemente. dependiendo de la dirección del viento. Las luces piloto se operan a control remoto. 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. 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. sólo se podían producir pequeñas cantidades de petróleo. Los quemadores de petróleo tienen una o más cabezas de combustión para dar cabida a las velocidades de flujo esperadas. El uso de quemadores ha sido fundamental en el desarrollo de pruebas extensivas de pozos en áreas marinas. lo cual limitaba el área de investigación y la información que se podía obtener sobre el pozo durante una prueba.3. razón por la cual cada vez se usan con mayor frecuencia también en pruebas en tierra. Schlumberger Private Beneficios y Características . A fin de limitar la radiación por calor sobre los equipos de perforación y/o prueba. Los quemadores de la serie Green Dragon poseen un anillo de agua en cada cabeza de combustión que atomiza agua en la llama.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Las cabezas se orientan de forma manual o neumática. lodo mezclado con petróleo o espuma. en la superficie. 3. Los quemadores tienen las siguientes características y beneficios: • • • • • • • Se usan diferentes tipos de quemadores para quemar petróleo. Antes de la introducción de los quemadores. los quemadores se instalan sobre extensores de 60 a 85 pies [18 a 26m] de longitud para mantenerlos a una distancia segura del equipo. del petróleo producido durante pruebas en áreas marinas. la mayoría de las pruebas efectuadas en áreas marinas requerían de costosas instalaciones de almacenamiento para contener el petróleo. . 61 y Tabla 32). denominado atomización. Quemador Evergreen Fig. pero también crea una contrapresión más grande. una boquilla pequeña ayuda en el proceso de atomización. Este proceso. En general. del agua y del petróleo. hay que reducir el fluido del pozo a gotas muy finas.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 85 de 151 Operación A fin de quemar de forma eficiente el efluente proveniente del pozo sin producir partículas no quemadas y humo. para que la llama no produzca cantidades excesivas de humo negro (demasiado rico en petróleo) o humo blanco (demasiado rico en agua). Este proceso mecánico y neumático se lleva a cabo en el atomizador. se logra utilizando: • • La energía resultante de la presión del efluente del pozo Añadiéndole energía adicional (aire a presión) para mejorar el proceso. 79). 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. El quemado eficiente suele demandar variaciones en las presiones y velocidades de flujo del aire. 79 Quemador EverGreen Schlumberger Private Sistema de 12 boquillas en una sola cabeza que logra eficientemente la atomización neumática y una mejor inducción de aire (Fig. No se necesita inyectar agua en la llama (Fig. El tamaño de las boquillas de aire y petróleo también juega un papel crucial en el proceso de quemado. un sistema de ignición en el frente del marco. incluidos los crudos muy pesados. Especificaciones Quemador Ever Green Schlumberger Private 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. . 86 de 151 Fig. 80 Vista Esquemática de la Boquilla Tabla 23. El montaje con capacidad de rotación de 180° hace que las boquillas sean de fácil acceso para el mantenimiento. El quemador EverGreen está equipado con dos pilotos de gas. y una pantalla de agua.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Schlumberger Private Fig. 87 de 151 Quemador Green Dragon de Alta Eficiencia El quemador Green Dragon de alta eficiencia de tres cabezas (Fig. 81 Quemador Green Dragon de Tres Cabezas . 82 y Tabla 24) permite la limpia eliminación del petróleo producido durante la realización de pruebas de pozos. 81. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Tabla 24. Especificaciones Quemador Green Dragon Schlumberger Private Fig. 88 de 151 . 82 Representación Esquemática del Green Gragon de Tres Cabezas Pág. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 89 de 151 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. Schlumberger Private Fig. 83 Barras de Extensión (Booms) Fig. 84 Placa Basal Giratoria Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 90 de 151 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 Schlumberger Private Tabla 26. Especificaciones Extensor Estándar Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 91 de 151 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 Schlumberger Private Fig. 86 Extensor para Trabajo Pesado 3. De esa manera. Es importante no confundir con las válvulas de globo. Cuando la abertura de la bola esta en línea con la entrada y la salida. porque ese proporciona una erosión rápida de la válvula y daño al asiento. Schlumberger Private Fig. para cortar el flujo. detiene el flujo. se gira la manilla en sentido del reloj hasta que se asiente por completo.1 Válvulas de Compuerta Se usan cuando un sello completo se requiere. 87 Válvula de Compuerta 3.13. la única diferencia es su forma de cilindro en lugar de bola.13. La válvula de tapón opera como la válvula de bola.2 Válvulas de Bola Válvulas de bola o tapón se usan para un cierre rápido y simple en líneas de flujo. Una válvula de compuerta típica se muestra en figura 87.3.3. No podría sellar hasta ser completamente reparada.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 92 de 151 3. Es buena costumbre contar la cantidad de vueltas necesarias para abrir o cerrar la válvula. Algunas válvulas tienen un dispositivo de lubricación incorporado para un mejor sello y mejor duración de vida. Deben estar completamente abiertas o completamente cerradas. No deben ser usadas pasa regular el flujo. da paso al fluido. La figura 88 muestra la sección de una válvula de bola típica.13 Válvulas 3. Se operan girando la bola (o el tapón) de 90 grados. el operador puede decir si hay alguna obstrucción y la válvula no sella correctamente. . Al girar 90 grados. porque un flujo restringido podría ocasionar desgaste a nivel del asiento. Cuando se usan para controlar un instrumento. Fig. La válvula funciona al empujar una “aguja” en su asiento (ver Figura 86).3 Válvulas de Aguja .3.13. el flujo se cierra.000 psi). 88 Válvula de Bola Las válvulas de aguja se usan para controlar instrumentos o permitir desfogar una línea. 93 de 151 Fig. Pueden aguantar presiones muy altas (20. se debe abrir solamente para permitir el paso de fluido y transmitir la presión al registrador. Una o dos vueltas son suficientes.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. El caudal se puede ajustar levantando la aguja. Cuando la aguja esta completamente en su sitio. 89 Válvula de Aguja Schlumberger Private 3. cuando se cierran bajo presión. El disco gira alrededor de un eje vertical y puede alcanzar 90 grados. sería muy difícil abrirlas de nuevo a mano. Aplicaciones incluyen salidas de tanques y líneas de agua de baja presión. El disco sella contra la abertura para parar el flujo y se puede colocar en cualquier posición entre completamente abierto y completamente cerrado. Fig. Cuando la manija se gira en sentido del reloj. tapando el flujo. el disco esta empujado contra su asiento. La presión también ayuda la abertura de la válvula. La figura 91 muestra una válvula mariposa típica. Si se requiere.3.13. los sellos fueron diseñados y dispuestos con esa finalidad. por tener una presión diferencial muy alta a través de la válvula. La válvula se coloca en la línea de tal manera que el flujo (la presión alta) llega debajo del disco. 94 de 151 3. Se usan en líneas de baja presión porque. proveen un buen sello también.5 Válvulas de Mariposa Se usan para controlar el flujo y también para sellar. sin que el vástago y los sellos estén siempre sometidos a la presión. 3. Una válvula de globo típica esta ilustrada en figura 90. el disco se aleja de su asiento y permite el paso del flujo. Al girar en el otro sentido.4 Válvulas de Globo Se usan para controlar el flujo. porque operan con seguridad al ser parcialmente abiertas.3. 90 Válvula de Globo . 91 Válvula de Mariposa Schlumberger Private Fig. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág.13. Una aplicación típica es la de un separador o la salida de una bomba de desplazamiento positivo. Las válvulas check tienen una acción automática. Si el flujo se detiene o cae tiene una presión menor a la contra-presión downstream. La válvula de relieve opera automáticamente y se puede ajustar en la fábrica o cuando se esta usando.3. La válvula entonces. 95 de 151 3. Un resorte mantiene el disco de la válvula en su lugar contra el asiento. no se abrirá hasta que la fuerza aplicada sobre el disco sea mayor que las que aplica el resorte.3. si es necesario. La figura 92 muestra la acción de una válvula de relieve. 92 Válvula Relief . Fig. entonces la gravedad del disco y la contra-presión tendrán en devolver el disco contra su asiento.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. La fuerza del resorte soltará la válvula. El flujo a través de la válvula mantiene un disco en posición abierta como se ve en la figura 93.6 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.13.13. 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. 93 Válvula Check Schlumberger Private Fig. Cuando eso ocurre. 3.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Para el cálculo del CMF se procede como se indica a continuación: CMF = Vt Vs Ecu. 3 Donde: Vt= Volumen del tanque en cm. La ecuación para el cálculo de la tasa de producción de líquido es la siguiente: Vo = Vs * CMF * K * (1 − BSW ) Ecu. expresado en fracción. Para calcular el caudal se utiliza la siguiente ecuación: Vo * 1440 t Ecu.14. f= Factor del tanque de calibración. Para calcular el volumen medido en el tanque de calibración se utiliza la siguiente ecuación: Vt = ( Nf − Ni ) × f Ecu. mínimo antes de tomar esta medida. 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. ver tabla #28.3.14 Cálculos de Petróleo y Gas 3. Nf= Nivel final del tanque en cm. 96 de 151 3.1 Cálculos de Petróleo En esta sección se describe como determinar las tasas de producción de petróleo utilizando el Factor de Medición Combinado (CMF). Schlumberger Private Q= . Esperar 15 min. Normalmente 0.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág.264 bbls/cm.3. BSW: Porcentaje de agua y sedimentos.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. 4 Donde: Ni= Nivel inicial del tanque en cm. Tabla para el cálculo del factor K. Se lee el valor de K en el eje de las Y. 2. 3. 97 de 151 Para la obtención del factor K se debe seguir el siguiente procedimiento: 1. Se corta la línea de la gravedad específica del crudo. Tabla 28. Schlumberger Private . con el valor correspondiente al eje de las X.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Se ubica en el eje de las X la temperatura del crudo al momento de determinar el CMF. La cantidad de esta recuperación depende de la proporción del diámetro del orificio. 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 98 de 151 3. 94 Tipos de Flujo . remolinos y corrientes aleatorios.2 Cálculos de Gas Existen diferentes procesos de Medición del Caudal de Gas en la industria petrolera. 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. La presión estática se toma también aguas abajo en el punto F. El diagrama debajo muestra un perfíl de presión en una línea a través de un orificio. 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.14. De B a E la presión sube debido entonces a la resistencia al flujo causado por el orificio. su velocidad disminuye y esto causa un aumento en la presión.3. La presión luego cae rápidamente entre E y G porque la velocidad de flujo a través del orificio aumenta. Las pérdidas de presión entre los puntos A y B son debidas a la fricción en la línea. Los puntos que C y F son donde la pérdida de presión es medida a través del orificio. D. Schlumberger Private Fig. Esto significa que alguna de la pérdida de presión se recupera. De G a H ocurre la recuperación. 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. Hay 2 tipos principales de flujos: laminar y turbulento. Después de que el flujo ha atravesado el orificio. d. Un flujo turbulento tiene velocidad transversal. al diámetro de la tubería. la presión en psi y el caudal se calcula usando la siguiente: . 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 Schlumberger Private 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.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 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. 99 de 151 Fig. La Hw. se mide en pulgadas de agua. 95 Perfil de Presiones a través del orificio D= Diámetro interno de la tubería d= Diámetro del orificio Qg = C × Hw × Pf Ecu. 79 455.470 210. in.250 3.376) (28.875 1.8 2446.58 543.6) (4900.80 1558.8 2654.960 259.375 2.026 (10.2) 1089.750 0.182) 78.44 777.58 lb/ft) lb/ft) lb/ft) (12.224) (50.50 (542.70 1387.990 200.72 381.65 6.2 (4216.03 472.375 0. pulg.521 79.95 393.48 924.30 y 0.68 715.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág.50 1162.04 256.90 2066.178) (78.65 lb/ft) (12.625 1.mejor resultado con ß entre 0.57 534.39 621.250 0.70 345.1 2925.1 2695.500 1.97 lb/ft) (50.5) 960.2 (4354.9 2876.5 3628.70 460.540 201.20 1433.720) (153.761 (28.9) Schlumberger Private Diámetro interno de tubería (D).292 (50.30 1727.72 322.8) .42 634.125 2.630 203.250 1.10 (1955.270 153.875 4.03 562.625 2. 2.50 1746.26) 0.58 4.18 816.875 2.88 714.705) (12.60 1231.56 314.07 (1223.09 385.000 3.61 663.valor recomendado entre 0.850 254.79 5.41 921.875 3.750 2.12 (1052.625 3.500 Valores entre paréntesis corresponde a tamaño que uno debe evitar utilizar: .71 1036.79 733.750 3.250 2. 3.50) 1740.560) 200.96 535.140 154.683) (28.428 50.000 4.33 254.068 (7.220 271.000 2.125 3.625 78.375 3.140 158.000 1.13 906.1 3435.287) (112.560 113.625 0.1 2250.500 0.00 (2194.03 317. 100 de 151 Tabla 29.711) 28.080 (112.51 381.250 4.90 1039.0 3111.90) 1907.30 1288.13 433.2 3361.311 115.80 2086.125 1. Tabla para el cálculo del factor de Orificio Fb.20 1426. Diámetro orificio (d).20 1293.50 1891.5 2479.00 1572.70 .38 620.375 1.70 1582.01 842.500 2.15 y 0.45 314.4 2276.067 (3.30 1158.750) 155.37 454.7 3172.296) 113.348) 50.421 (78.750 1.500 3.065 (18.7 3718.19 814. 2480 1.3222 1.0314 1.0696 1.0281 1.1501 1.0071 1.2825 1.0672 1.1486 1.0426 1.1294 1.2442 1.830 0.0588 1.2888 1.660 0.550 0.970 0.0733 1.770 0.0010 Schlumberger Private Gravedad especifica 0.0050 1.840 0.3316 1.0660 1.3199 1.2199 1.2932 1.1308 1.2846 1.0648 1.1547 1.0846 1.1426 1.0600 1.690 0.0576 1.1986 1.1471 1.0358 1.0196 1.1381 1.620 0.790 0.3153 1.710 0.800 0.1578 1.0217 1.1222 1.630 0.2579 1.2539 1.0370 1.0783 1.1251 1.1918 1.600 0.0249 1.2804 1.1043 1.850 0.960 0.2762 1.1818 1.3041 1.0771 1.006 1.0796 1.1688 1.0859 1.0112 1.0403 1.810 0.1935 1.0541 1.1851 1.1125 1.1752 1.2309 1.820 0.0392 1.0460 1.0684 1.2619 1.1656 1.0721 1.2639 1.3292 1.0494 1.0624 1.3108 1.2235 1.2700 1.650 0.2365 1.1952 1.560 0.0347 1.0612 1.2145 1.0303 1.720 0.3484 1.2741 1.2520 1.3411 1.2181 1.2109 1.610 0.1057 1.940 0.0270 1.1337 1.000 1.1166 1.0081 1.1070 1.700 0.2953 1.1180 1.1208 1.0206 1.1396 1.2997 1.0808 1.0381 1.0164 1.1785 1.2163 1.3019 1.2720 1.980 0.1562 1.870 0.0000 0.670 0.0030 0.1152 1.2091 1. Tabla para el cálculo del factor de Gravedad Específica Fg 0.0153 1.1640 1.3063 1.0990 1.0020 0.0292 1.0636 1.3131 1.0091 1. 101 de 151 Manual de Campo para Operadores Tabla 30.2127 1.0709 1.760 0.0336 1.1016 1.2599 1.900 0.2328 1.0937 1.000 .3460 1.2074 1.1769 1.0564 1.1593 1.3086 1.880 0.0898 1.0924 1.1237 1.2783 1.930 0.0414 1.1366 1.2975 1.580 0.2423 1.004 1.0758 1.1625 1.1084 1.0471 1.2254 1.1194 1.2217 1.2021 1.0102 1.1884 1.0976 1.2500 1.590 0.750 0.3339 1.1969 1.1532 1.570 0.0872 1.1352 1.0174 1.2867 1.1720 1.0143 1.Surface Well Testing Pág.1030 1.002 1.2461 1.1097 1.2039 1.2347 1.890 0.740 0.0132 1.0911 1.0518 1.3435 1.990 1.2056 1.0228 1.1111 1.0885 1.1868 1.0834 1.0238 1.860 0.2403 1.1834 1.0185 1.0122 1.0448 1.3387 1.0963 1.1279 1.0483 1.0060 1.008 1.0553 1.2384 1.1265 1.1802 1.1704 1.640 0.3269 1.1672 1.780 0.1411 1.0260 1.1736 1.0437 1.730 0.2290 1.1516 1.0506 1.2559 1.2910 1.950 0.3363 1.0746 1.2680 1.0529 1.910 0.1323 1.0325 1.0950 1.1003 1.2272 1.3245 1.0040 0.1456 1.1901 1.0821 1.3176 1.680 0.1441 1.1609 1.1139 1.2004 1.920 0.2659 1. 9775 .0357 4 1.0430 1.9577 .9587 .9636 .0048 .9173 .73 psia 1 24 0.9438 .9943 .9493 .9029 .9085 .9128 .0596 1.0137 1.9990 .9420 .8832 .9664 .9732 .9366 .9483 22.9791 .9186 .8972 .9697 .0365 1.9146 .9180 .9711 .9007 .0658 1.8993 .9136 .0039 . ( C) -10 0 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 6 1.8856 .9645 .0010 .0206 1.8816 Schlumberger Private o Temp.9268 .9804 .02833 0.0338 3 1.9511 .0270 1.8951 .9035 .9759 .02685 0.009 0.0260 1.0485 1.8924 .0229 1.9510 .8870 2 1.0019 .9877 .9042 .9543 .8844 .9372 .9341 .0609 1.8904 -2 1.9203 .9560 .9120 .0010 .9099 .9857 .9662 .0518 1.0088 .8944 .0133 1.9723 .9000 .0098 1.9962 .9323 .8958 .0218 1.8890 .9106 .9971 .0452 1.9467 .0058 .9351 .9226 .9068 .9028 .9064 .329 0.9469 .64450 o o 15 C 760 mmHg a 1.0115 1.9388 .9093 .9933 .8836 7 1.9337 .9924 .9071 .0463 1.9452 .0333 1.9423 .0262 1.9218 .0637 1.0302 1.9952 .0552 1.Surface Well Testing Pág.0398 1.9975 .8880 -4 1.9166 .9188 .0078 .8808 Temp.0494 1. ( F) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200 .9840 .9121 .9333 .0281 0 1.9759 .9859 .9958 .9727 .0616 1. Tabla para el cálculo del factor de temperatura de flujo 0 1.9648 .9808 .0376 1.9055 .9617 .0080 .0168 1.8966 .0507 1.0312 1.9254 .9924 .0621 1.0575 1.8876 1 1.9556 .9496 .0344 1.9485 .9428 .8991 .67990 15 C 750 mmHg a 1.9271 .9080 .0474 1.0281 1.9840 .9210 .9021 .9896 .0281 1.0249 1.9014 .68890 Tabla 32.0137 24.0454 5 6 7 8 9 1.9887 .9295 .02870 0.0541 1.8931 . Tabla para el cálculo del factor de conversión de unidades Fu o o 60 F 14.0530 1.9610 .9850 .0419 1.9619 .0514 1.9824 .9042 .8917 -1 1.8897 .0198 1.9688 .9915 .9396 .9016 .8849 5 1.0396 1.0323 1.0355 1.9173 .9786 .8825 9 1.0575 1.0474 1.9151 .8965 .0415 1.9159 .0188 1.0586 1.8856 4 1.8929 .0158 1.9092 .9526 .9380 .02832 0.8868 -5 -6 -7 -8 -9 1.0152 1.9452 .9568 .0208 1.0564 1.9106 .67960 3 ft /hr 3 ft /D 3 m /hr 3 m /D 0C 760 mmHg a 0.0376 1.8830 8 1.8820 .0127 1.9325 .9813 .9444 .0300 1 1.0178 1.9653 .9404 .9571 .9551 .9695 . 102 de 151 Manual de Campo para Operadores Tabla 31.9671 .0234 1.0117 1.0441 1.9056 .0496 1.8910 .0004 24.9158 .9822 .9594 .9890 .0062 .8938 .9907 .9409 .9777 .8954 .0387 1.9535 .8903 .0225 1.9317 .9309 .9743 .0632 1.9602 .9477 .9233 .0239 1.8917 .8863 3 1.9133 .9256 .9248 .9874 .0319 2 1.9195 .9992 .9741 .9518 .9240 .9049 .9706 .9078 .9896 .9501 .8979 .0068 .9394 .0147 1.9628 .9768 .9541 .9633 .9302 .9680 .0098 .9905 .9750 .8883 .9227 .8941 .0188 1.0408 1.9294 .9143 .9680 .9526 .9585 .9281 .0108 1.9349 .0534 1.9309 .9436 .9380 .8986 .0435 1.0555 1.9795 .9286 .0000 .9412 .9602 .9941 .9364 .9356 .9981 .9114 .9263 .9213 .0598 1.0027 .9482 .0029 .0045 .9240 .9831 .0170 1.9199 .760 0.0291 1.9715 .8892 -3 1.9460 .9004 .8979 .9279 .8843 o 0 1. 0168 1.0037 1.0006 1.0130 1.0073 1.0053 1.0054 1.0116 1.0033 1.0149 1.0141 1.0072 1.56 0.0100 1.0167 1.0061 1.0093 1.0108 1.0107 1.0005 1.0006 1.0000 1.0022 1.0023 1.0000 1.0087 1.0116 1.58 0.0112 1.0016 1.0127 1.0061 1.0120 1.0117 1.0047 1.0019 1.0030 1.0121 1.0094 1.0048 1.0194 1.4 0.0162 1.0067 1.0086 1.0115 1.0065 1.0081 1.0187 1.0033 1.0100 1.0154 1.0113 1.0006 1.0142 1.0000 1.0149 1.0020 1.0118 1.0086 1.0053 1.0016 1.7 2.0152 1.0132 1.0013 1.0069 1.0 2.0162 1.0127 1.0090 1.6 2.0114 1.0176 1.0066 1.0066 1.0070 1.50 0.Surface Well Testing Pág.0082 1.0016 1.52 0. 103 de 151 Manual de Campo para Operadores El factor de temperatura también se puede determinar analíticamente.0146 1.2 1.0159 1.0011 1.0027 1.0097 1.0137 1.0110 1.0039 1.0055 1.0000 1.0099 1.0058 1.7 0.1 1.0060 1.0128 1.0022 1.0125 1.0144 1.0106 1.0147 1.0075 1.0097 1.0075 1.0083 1.0139 1.0104 1.0107 1.9 1.0088 1.0028 1.0086 1.9 2.0141 1.0095 1.0154 1.0160 1.0090 1.110 1.0069 1.0006 1.0000 1.0133 1.0126 1.0013 1.0077 1. 556 273 + Tf ( C ) Ecu.0012 1.0029 1.0047 1.0073 1.0158 1.2 0.0084 1.4 2.3 0.3 0.0007 1.0087 1.0101 1.0027 1.0134 1.0104 1.0017 1.0065 1.0049 1.0027 1. Tabla 33.0088 1.0159 1.0135 1.0154 1.0053 1.0182 1.0058 1.0154 1.0063 1.0 0.1 2.0165 1.0108 1. en Grados Fahrenheit o Celsius.0060 1.0077 1.0017 1.0043 1.0167 1.0041 1.0000 1.0005 1.0013 1.0013 1.0136 1.0000 1.0151 1.0161 1.0038 1.5 0.0076 1.0012 1.0097 1.0078 1.0172 1.0063 1.0088 1.0113 1.0114 1.0020 1.0080 1.0097 1.0101 1.45 0.0104 1.0135 1.0123 1.0064 1.0024 1.0027 1.0023 1.0045 1.0025 1.0027 1.0007 1.0096 1.3 2.60 0.0043 1.0000 1.0035 1.0108 1.0128 1.0054 1.0045 1.0121 1.8 0.0128 1.0139 1.0029 1.0046 1.0056 1.0053 1. mediante la siguiente ecuación: Ftf = 520 = 460 + Tf ( F ) 288 .0086 1.4 1.0158 1.0183 1.0139 1.0064 1.0060 1.0156 1.0154 1.0038 1.5 2.0038 1.0018 1. Tabla para el cálculo del factor de expansión Y2 hw Pfa 0.9 β= .0153 1.0085 1.0006 1.0000 1.0176 1.0 1.0121 1.0005 1.0060 1.0006 1.0180 1.0125 1.0181 1.0050 1.0067 1.0172 1.1 0.0136 1.0100 1.0026 1.0103 1.0108 1.4 0.0118 1.0154 1.0122 1.0080 1.0106 1.0104 1.0021 1.0032 1.0040 1.0133 1.0033 1.0120 1.6 1.0110 1.0044 1.0048 1.0000 1.0026 1.0000 1.0123 1.0177 1.0174 1.0024 1.0091 1.5 1.0160 1.0028 1.0114 1.0164 1.0042 1.0138 1.0130 1.0081 1.0101 1.0090 1.0006 1.0164 1.2 2.7 1.0151 1.0157 1.0129 1.0186 1.0183 1.0168 1.0145 1.0153 1.0120 1.0192 1.0074 1.0094 1. 6 Donde: Tf= Temperatura actual fluyente.0093 1.0148 1.0160 1.0071 1.0146 1.0011 1.0140 1.2 0.0069 1.0133 1.0084 1.0093 1.0080 1.0007 1.0120 1.0050 1.0140 1.0071 1.0099 1.0114 1.0011 1.0110 1.0119 1.0096 1.0146 1.0139 1.0135 1.0055 1.8 2.0000 1.0034 1.0043 1.0036 1.0127 1.0185 1.0071 1.0077 1.0020 1.0040 1.0148 1.0067 1.0164 1.0094 1.0133 1.0040 1.0032 1.62 1.0052 1.0058 1.0012 1.0141 1.0133 1.0158 1.3 1.0057 1.0059 1.0124 1.0040 1.8 1.0171 1.0047 1.0066 1.0048 1.0020 1.0091 1.0115 1.0084 1.0172 1.0011 1.0147 1.0102 1.0167 1.0129 1.0033 1.0155 Schlumberger Private 0.0126 1.0039 1.0082 1.0032 1.0018 1.0106 1.0036 1.0187 1.0012 1.0066 1.0141 1.0194 1.54 0.0092 1.0047 1.0143 1.0073 1.0103 1.0031 1.0133 1.0166 1.0150 1.0175 1.0146 1.0053 1.0000 1.0173 1.0027 1.0147 1.0049 1.0150 1.0168 1.6 0.0013 1.0079 1.61 0.0031 1.0079 1.0073 1.0122 1.0018 1.0111 1.0060 1.0059 1.0044 1.0080 1.0051 1.1 d D 0.0130 1.0074 1. 104 de 151 Tabla 34.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Tabla para el cálculo del factor de supercopresibilidad Schlumberger Private . en envases marinos. 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. • • • • • Conexiones para tuberías temporales e instalación de líneas de flujo. 96 Conexión WECO Schlumberger Private Uniones WECO .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Todos los elementos de tubería y mangueras son unidos conjuntamente mediante uniones rápidas de golpe. flexible y articulada. Wing Pin Macho-Male Rosca Caja-Box Hembra-Female Fig. Designada por el diámetro nominal de la tubería y por el número de figura.15 Tuberías La tubería es una conexión entre las diferentes piezas del equipo en un diagrama de equipo de superficie. 105 de 151 3. FMC es la compañía original para el diseño de las conexiones WECO. y en la industria petrolera. y es manufacturado por muchas compañías. El diseño es antiguo. Utilizada en plantas químicas y de acero. 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 es usada donde quiera que el fluido requiera ser transportado de un punto a otro.3. Una gran variedad de tubería provee la flexibilidad necesaria para disponer de los equipos en las diferentes locaciones. Mangueras flexibles: usualmente hechas de caucho o polímero protegido con una estructura metálica. La tubería se puede clasificar en tres tipos: rígida. En pruebas de superficie. • Método de Sello: .Goma (Metal-Metal si es ajustada correctamente).Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Las uniones Weco poseen rosca tipo ACME: Forma cilíndrica. . Norma NACE MR-01-75. Temp. • Regla para la dirección del Flujo: Entrada: Rosca-Caja Salida: Pin • • Todas las conexiones weco están diseñadas para trabajar con H2S.Fig 206 requiere el uso de O-ring en la conexión macho. (Colocada en la conexion Macho). 250F . Tabla 35. . Perfil cuadrado.“Lip seal” elastómetro en la conexión hembra. 106 de 151 Características importantes: • Designado por el Diámetro Nominal de la Tubería y por el número de Figura Ej: 3” Fig.Max. extraída del POM se puede apreciar los diferentes tipos de tuberías y sus características principales: .1002. Tubería aprobada para trabajos de Pruebas de Pozo Schlumberger Private En la siguiente tabla. 107 de 151 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. . La selección de esta tubería se basa principalmente en la temperatura del fluido. 98 Tubería Flexible Se debe llevar un registro exacto del tiempo de exposición a determinada presión y temperatura de estas tuberías. Dependiendo del rango de presión posee flanges o conexiones weco a los extremos. Schlumberger Private Las tuberías flexibles están conformadas por material polimérico y a su vez están protegidas por una capa metálica. Cuando la tubería exceda el tiempo de vida útil de acuerdo a POM esta debe ser retirada de servicio. presión esperada y tipo de fluido.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 97 Rango de Presión y Asignación de Colores Mangueras Flexibles Fig. tipo de conexiones. aplicaciones. 7 La siguiente tabla provee toda la información concerniente a las características principales de las tuberías flexibles tales como: rangos de presión y 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.COFLEXIP: Estándar.COFLON: Alta Temperatura.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Tubería aprobada para trabajos de Pruebas de Pozo Schlumberger Private . diámetros nominales y tipo de material. Tabla 36. 108 de 151 Existen dos tipos de Coflexip para pruebas de DST (prueba corta < 72hs) o PTL (prueba extendida & ambientes ácidos): . diseñada con material RILSAN . • Nunca utilice mandarrias de acero cuando se sospecha o se tiene presencia de hidrocarburo. Línea de Agua. • Asegure las líneas de tubería lo más firme posible (en especial las líneas de venteo de gas). por lo tanto bajo ningunas circunstancias estas deben dejar de anclarse. VIOLETA. Línea de Gas. En este caso el obligatorio utilizar mandarrias de bronce. • Rango de colores para identificar el tipo de fluido contenido en la tubería (principalmente separadores): Envase o Contenedor (Vessel). • Al finalizar cada trabajo. 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. AZUL. 109 de 151 Consideraciones de Seguridad • Existe un riesgo potencial en las líneas de gas y en las líneas de alta presión. Línea de Petróleo . AMARILLO. la tubería debe recibir el mantenimiento correspondiente a fin de evitar corrosión en la misma. • Toda la tubería debe estar diseñada para soportar operaciones con H2S (NACE MR 01-75). • No utilizar conexiones roscadas. y certificación mayor cada 5 años. • Toda tubería sin documentación (Quality File) debe ser retirada inmediatamente de las operaciones de prueba de pozos. (básicamente todas las líneas entre Flow Head y Choke Manifold y nuestras líneas de venteo pertenecientes al separador y surge tank). Fig. • Realizar Q-Check cada 12 meses. • Toda tubería debe estar completamente identificada (poseer anillo de identificación). a fin de disminuir la corrosión en las mismas. PLATA. Schlumberger Private • . • Toda manguera o tubería flexible debe ser asegurada a una estructura firme o equipo pesado.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 99 Anclaje de Tubería Mantener las líneas de flujo lo más rectas posible. codos. Bajo ninguna circunstancia se debe exceder el rango de presión recomendado por el fabricante.3.2. 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). entonces la máxima presión de trabajo permitida (WP) para este fitting será 10000 psi. 110 de 151 3. entonces la máxima presión de trabajo permitida (WP) para este fitting será 7800 psi. Normalmente son utilizadas en manómetros. Máximo nominal size ½” NPT 10 kpsi WP/15 kpsi TP. Autoclave). NPT con diámetro mayor a 2” son llamadas Line Pipe (L.000 psi se debe utilizar únicamente conexiones Autoclave Engineer o fittings similares. Consideraciones de Seguridad: Sólo se deben utilizar fittings diseñados por fabricantes reconocidos (Parker. • 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. con la ayuda de teflón se lubrica la rosca (1 a 2 capas). niples. Ejemplo 2: Si la presión de trabajo recomendada por el fabricante para un fitting de ½” NPT es 11800 psi.16 Fittings Existe una gran variedad de fittings que se utilizan en las operaciones de prueba de pozos. Tabla 37. Swagelock. de lo contario se podría fracturar el material y traer como consecuencia una lesión al personal. needle valve.2. • Fittings que serán expuestos a H2S deben cumplir con la norma NACE MR-0175. Schlumberger Private • .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. tee.P) Sello: metal/metal. Por ejemplo: Ejemplo 1: Si la presión de trabajo recomendada por el fabricante para un fitting de ½” NPT es 7800 psi. 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. • Para presiones mayores a 10. Barton. (desde 1/16” hasta ½”).D. Normalmente son utilizados en Foxboro. 102 Autoclave Schlumberger Private Fig.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. diferentes O. Hasta 20Kpsi WP. AUTOCLAVE • • • Máximo nominal size 9/16”. Sello: metal/metal. 100 ½” NPT SWAGELOCK • • • • Conexión con Stainless-Steel liner. ¼” hasta 10Kpsi WP & ½” hasta 6Kpsi WP. 111 de 151 Fig. Sello: metal/metal. Texteam Pump. Fig. DWT. 101 Swagelock . 103 Conexiones varias Schlumberger Private .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 112 de 151 Fig. Schlumberger Private Nota: Antes de que cualquier trabajo comience sobre el equipo. FIT debe ser llevado a cabo.1 Choke Manifold General Una vez que el Choke Manifold está en locación este debe ser: • • Chequeado por daños. el equipo está listo para fluir el pozo. . 4. este debe ser asegurado (guaya de seguridad) aguas arriba y aguas abajo. • Las cajas de choke y roscas deben ser inspeccionadas por daño. Fluir el Pozo a través del Choke Ajustable General • El choke manifold debe ser monitoreado continuamente durante la operación de prueba de pozo.3 • Todas las válvulas deben estar operativas y el número de vueltas de cada una debe ser anotado. 113 de 151 OPERACIÓN DE EQUIPOS DE PRUEBA DE POZOS 4. • Monitoreado desde todos los ángulos con relativa facilidad. • Una vez finalizada la prueba de presión al choke manifold de manera satisfactoria.1.Surface Well Testing 4 Manual de Campo para Operadores Pág. • El choke ajustable se utiliza normalmente durante operaciones de limpieza y cambios de choke. • Eficientemente.2 Prueba de Funcionamiento en Locación Preparación 4. El Choke Manifold debe ser conectado de manera tal que este pueda ser operado: • De manera segura.1.1.1 4. • Si el reductor parece estar bloqueado o no se evidencia cambio de presión. • Las válvulas aguas abajo y aguas arriba del choke fijo deben estar en posición cerrada. Procedimiento Operacional Verifique que las válvulas aguas abajo del choke ajustable esté abierta. • Abra la válvula aguas arriba del choke ajustable. Nota: Si hay posibilidades de formación de Hidratos se debe iniciar la inyección de química antes de abrir el pozo a producción. • El choke fijo se utiliza normalmente durante operaciones de flujo estable o en caso que el choke ajustable deba ser inspeccionado. • El pozo debe estar fluyendo ahora a través del sistema y el reductor puede ser incrementado. cicle el choke ajustable para asegurarse que la línea de flujo esta completamente limpia. 114 de 151 Preparación • Asegúrese que los equipos de superficie aguas abajo del choke manifold estén alineados correctamente hacia el quemador o tanque de almacenamiento a utilizar. Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo) General • El choke manifold debe ser monitoreado continuamente durante la operación de prueba de pozo.4 • . • Las válvulas correspondientes al brazo de flujo (choke ajustable) deben estar completamente abiertas. No se recomienda su uso para operaciones de limpieza de pozo. • Seleccione un reductor pequeño 8/64".1. • Observe inmediatamente la respuesta de presión aguas arriba y aguas abajo del choke manifold. Schlumberger Private 4. • Todas las válvulas de aguja deben estar en posición cerrada. de acuerdo a los requerimientos del cliente.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. • Asegure que las válvulas de aguja estén en posición cerrada. • Cierre la válvula aguas abajo del choke ajustable. y la presión debe ser monitoreada constantemente. y la otra del lado del choke ajustable.5 Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo) Se debe seguir el procedimiento anterior. Schlumberger Private Una vez que el flujo ha sido cambiado hacia el choke fijo: .1. • El operador 1 debe comenzar a abrir la válvula aguas arriba del choke fijo. • Desconecte el choke ajustable y proceda a inspeccionarlo. el pozo debe ser cerrado. Si la fuga se incrementa.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 4. IMPORTANTE: En caso de presentarse alguna pequeña fuga se debe prestar especial atención durante la operación. • Descargue la presión atrapada entre las dos válvulas del choke ajustable. hacia la atmósfera. 115 de 151 Preparación Se requiere un mínimo de dos operadores para realizar esta operación: • Una persona debe permanecer del lado del choke fijo. Nota: En todo momento debe haber comunicación entre ambos operadores. cuando la presión incrementa aguas abajo del choke manifold el operador 2 comienza a cerrar simultáneamente la válvula aguas arriba de choke ajustable. • El reductor del choke fijo debe haber sido chequeado e instalado previamente. Procedimiento Operacional • Asegure de abrir la válvula aguas abajo del choke fijo. • Verifique el funcionamiento de la válvula de control automático.1 Pág. • Efectuar FIT y prueba de funcionamiento 4.2. • Conecte el suministro de aire al sistema.2. Schlumberger Private Prueba de funcionamiento . Prueba de Funcionamiento en locación Preparación • El Steam Exchanger debe ser ubicado de tal manera que se pueda operar de manera segura. y que tanto las líneas de suministro y retorno estén posicionadas de forma segura. • Abra y cierre cada una de las válvulas de compuerta y anote el número de vueltas. 116 de 151 Steam Exchanger General • 4.2. • Instale el suministro de vapor y verifique su funcionamiento.Surface Well Testing 4. incluyendo instrumentación.3 • Instale el controlador de temperatura y verifique la calibración. • BSW menor o igual a 1%.2 Manual de Campo para Operadores Cuando el Steam Exchanger esta en locación se debe inspeccionar todo el sistema. • Asegure el acceso seguro al generador de vapor. • Asegure que no haya producción de arena. 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.2 4. 117 de 151 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. • Cierre la válvula de salida del Coil. simultáneamente cierre la válvula del by-pass.2. Nota: La temperatura debe ser incrementada y ajustada antes de pasar el fluido a través del intercambiador. • Una vez que el sistema este despresurizado extraiga y verifique que el choke este en buenas condiciones.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. • Cierre la válvula del bypass. • Todas las válvulas para liberar presión deben estar cerradas. • Se debe monitorear las presiones aguas arriba y aguas abajo del Coil para asegurarse que no haya incremento de presión dentro del sistema. • Corte el suministro de vapor al sistema.4 • . • Abra lentamente la válvula de entrada del Steam Exchanger. • Abra la válvula de aguja para descargar presión atrapada en el sistema. • Abra la válvula de salida del Coil. • 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 la válvula de entrada del Coil. • Encienda nuevamente el suministro de vapor. • Instale el nuevo reductor y cierre las válvulas de aguja. Procedimiento para Cambio de Choke Procedimiento Operacional • Abra la válvula del bypass del intercambiador de vapor. Schlumberger Private 4. • Cierre la válvula de entrada del Coil. • Cierre: 1.3. Preparación • El registrador Barton debe estar instalado y las líneas hacia este deben estar abiertas. Válvulas aguas arribas y aguas abajo del Floco y Rotron. • Verificar el funcionamiento de las Válvulas de Control Automático. • Asegure que no haya placa orificio en la línea de flujo.2 • . • Ajuste la válvula de control de líquido en posición cerrada.3 4. Abra la válvula del bypass de los medidores de crudo. Fluir el pozo a través del Separador General Una vez finalizado el periodo de limpieza el fluido debe ser direccionado a través del separador.Surface Well Testing 4. 2. • Cierre el espejo y la válvula igualizadora. 118 de 151 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.1 Manual de Campo para Operadores Pág. • El suministro de aire debe estar abierto.3. abra la válvula de desfogue. • Abra la válvula del bypass de la línea de crudo. Procedimiento Operacional Cierre la entrada del separador y la válvula del bypass de gas. • Comience el periodo de limpieza hasta que se tenga presencia de gas en superficie y el porcentaje de BSW sea menor a 1%. • Abra la línea manual a la salida de crudo. Schlumberger Private 4. • Cierre la salida de la línea de petróleo. 119 de 151 Ajuste la PCV a 10% en posición abierta.Surface Well Testing • Manual de Campo para Operadores Pág. • Cierre la válvula del by-pass de crudo. Instale la placa orificio deseada. Abrir “Bleeder valve” y chequear presión. 10. Desconecte los tornillos ubicados en la parte superior. Cierre la válvula de desahogo de presión “Bleeder Valve”. • Ajuste el separador a la presión de operación deseada. Desconecte el “Clamping bar”. 6. Extraiga la barra sellante y el Gasket. Schlumberger Private • . Inyecte grasa daniel en caso de ser necesario. 2. • Ajuste la presión del separador a 50% del valor de operación deseado. Procedimiento Operacional Abra la válvula de entrada del separador. Extraiga el Plate Carrier. 9. • Abra la válvula de salida de gas. • Observe el separador en busca de alguna fuga. Asegure la placa orificio en el sistema de sello e instale este al Plate Carrier. 5. 3. • Seleccione la placa orificio deseada. Procedimiento Operacional Caja Daniel 1. “Side Valve” e “Equaliser valve” deben estar en posición cerrada. 4. 8. • Instale la placa orificio siguiendo el procedimiento que se menciona a continuación. • Abra el medidor de crudo con el rango deseado. • Ajuste el nivel de líquido mediante la “Fisher Level-Trol”. 7. 13. 21. Cierre las válvulas del manifold del registrador Barton para verificar la presión diferencial. 17. hasta alcanzar la cámara inferior de la caja daniel.3. posición de medición. 16. Abra la válvula de desahogo de presión. Rote el “Upper Carrier” en sentido horario. Cierre la válvula igualizadora. Rotar la “Slide Valve” en sentido anti-horario para colocar la “Slide Valve” en posición cerrada. 4. Nota: Ahora el pozo debe estar fluyendo a través del separador con todos los sistemas de medición funcionando correctamente. Schlumberger Private 20. 12. Instale el gasket y la barra sellante.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. desde el centro hacia afuera. Preparación • Abrir las válvulas del manifold del registrador Barton para igualar las presiones a través de este. 120 de 151 11. 15. 19. para colocarla en posición abierta. 14. Instale el “Clamping Bar” y ajuste los tornillos superiores. Abra la válvula igualizadora. 18. Continúe bajando la placa orificio.3 By pasear el Separador Fluyendo General Se recomienda dos personas para efectuar esta operación de manera segura. 22. Cierre la válvula de desahogo una vez descargada toda la presión. Rote la “Slide Valve” en sentido horario para colocarla en posición abierta. Inserte la placa y gire el carrier superior en sentido horario por debajo de la posición de la barra de sello. • Rotar el “lower carrier” en sentido opuesto a las agujas del reloj para elevar el “plate carrier”. • Abrir la válvula igualizadora (máximo dos vueltas). • Rotar la “slide valve” en sentido horario. . Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 121 de 151 • 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. Schlumberger Private 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 Manual de Campo para Operadores 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. Schlumberger Private • Surface Well Testing 4.4.3 Manual de Campo para Operadores 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. Schlumberger Private 4.4.4 • Schlumberger Private Nota: • . excepto por las conexiones “U” que deben permanecer apretadas. • Coloque la sección “Boom Head Section” sobre el piso a 1 metro de distancia con respecto al extremo del “Boom Foot Section”. marcar las piezas de manera secuencial y desmantelarlo nuevamente. se recomienda ensamblarlo en tierra. en esta secuencia. • Proceda a apretar las conexiones tipo “U”.Surface Well Testing 4. para su posterior armado en costa afuera. Se debe tener un espacio disponible de aproximadamente 35 m x 7 m. asegúrese de tener espacio suficiente para realizar las operaciones de maniobra. 124 de 151 • Una vez que la llama ha sido extinguida corte el suministro de propano. • Colocar y apretar aplicando un torque de 100Nm. • Ahora el boom debe estar armado y listo para ser instalado. aire y agua. • Remover los protectores de roscas de las tuberías. General Usualmente el Booms es armado antes de ser enviado a costa afuera. • Coloque una línea guía (Tag Line) a cada uno de los extremos del la sección “Boom Foot Section” . y unir las dos secciones. • Proceda a conectar las secciones de tubería. y afloje las conexiones tipo “U” para permitir movimientos laterales de la tubería a lo largo de la sección.4. Procedimiento para armar y desarmar el Boom. estas deben permanecer abiertas por si se requiere ventear en caso de emergencia. y evitar quedar atrapado. Preparación y Procedimiento de Armado Antes de ensamblar el boom. Para desarmar el equipo se debe seguir el Procedimiento de forma reversa. si este no es el caso. • Proceda a levantar con una grúa la sección “Boom Foot Section” y coloquela de forma alineada con respecto a la otra sección. cuatro tornillos para asegurar cada uno de los flanges (flanges pivots). Coloque la sección “Boom Foot Section” sobre el piso. • No cierre las líneas que direccionan el fluido hacia los quemadores.5 Manual de Campo para Operadores Pág. • Conecte las líneas de tensión horizontal (side guide line).4. asegúrese de tener un bote salvavidas en standby disponible. 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. Es importante que el peso recaiga sobre el sistema de levantamiento y el plato base. • Libere el peso de la grúa lentamente. hasta alcanzar el ángulo de inclinación del boom deseado (14 grados aproximadamente con respecto al eje horizontal). • Asegúrese de tener el permiso de trabajo respectivo para realizar la operación. Procedimiento Schlumberger Private 4. Preparación • Antes de proceder a desconectar el boom.6 Manual de Campo para Operadores Pág. • En caso de no obtener el ángulo de inclinación deseado. • Conecte el boom al swivel ubicado en el plato base “Base Plate”. • Conecte la grúa al sistema de levantamiento “lifting arm” y proceda a levantar el boom. Verifique que todo el peso este soportado por el sistema y no por la grúa.Surface Well Testing 4. para proceder a conectar la línea guía superior al plato de pescado “fishplate”. Preparación y Procedimiento Conecte la línea guía superior en el pin superior del King Post.4. se debe proceder a ajustar la línea guía superior.7 • . • Todos los puntos de soporte y eslingas deben estar inspeccionados. • El boom debe ser colocado en una posición de 30 grados con respecto al eje horizontal. Procedimiento para desconectar el Boom General Este procedimiento esta diseñado para desconectar el boom cuando el quemador permanece conectado. hasta que el peso recaiga sobre esta. • Conecte la grúa al sistema de levantamiento “lifting arm” y proceda a levantar el boom. • 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. y colóquelas fuera del área de trabajo. • Desconecte las líneas de tensión horizontal.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Schlumberger Private . Nota: Para mayores detalles referirse al FOH 2. • Desconecte la línea guía superior ubicada en el pin superior del King Post. sección 2. 126 de 151 • Desconecte las líneas de tuberías conectadas al boom. coloque los clamps y ajuste los pernos. • Ajuste por completo el sistema de tubería mediante el uso de mandarria (para conexiones weco).5. y torquímetro para conexiones Grayloc. • Asegure que el sistema ha sido despresurizado. • Asegure que el peso de la tubería esta propiamente soportado. • En caso de ser Grayloc limpie e inspeccione el área de sello. • Realice la inspección visual interna para verificar que no hay ninguna obstrucción. • Para la tubería Grayloc verifique que dispone de los clamps y pernos necesarios. y torquímetro (para conexiones Grayloc). 127 de 151 Procedimiento para armar las líneas de tubería.5 4. • Alinear y conectar dos secciones tubería. • Proceda a desconectar la tubería mediante el uso de mandarria (para conexiones weco). Procedimiento de Desarme • Asegure que el sistema de tubería haya sido drenado y esta completamente limpio.1 Manual de Campo para Operadores Pág. • Limpie e inspeccione el sistema de sello y la rosca de la tubería. Schlumberger Private • . Una las secciones 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. ajustar con la mano (hand tight). • Limpie y lubrique las conexiones y coloque los protectores de rosca respectivos.Surface Well Testing 4. 8. • Antes de realizar el flushing a través de los quemadores. • Conecte la bomba a utilizar a la válvula para matar el pozo del Cabezal de Flujo. Válvula de entrada del Calentador “abierta” Choke del Calentador “abierto”. 6. Válvula de salida del Calentador “abierta”. • Si evidencia algún incremento repentino de presión durante el proceso de flushing del sistema.6 4. Válvulas del Oil Manifold correspondiente a la bomba de transferencia y al SurgeTtank “cerradas”. 2.1 Manual de Campo para Operadores Pág. 7. • Asegure que todas las áreas expuestas a alta presión sean aseguradas. 4. 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. 5. descargue la presión rápidamente y verifique donde se produjo la obstrucción. salida de petróleo y salida de agua “cerrada”.6. • Recorra las líneas para asegurarse que el sistema esta correctamente alineado para efectuar la operación de llenado. Válvula de entrada al Separador. asegúrese que el bote salvavidas se haya retirado. • Utilice agua como fluido de prueba y verifique que no hay aire atrapado en el sistema. Válvula del by-pass del Calentador “abierta”. • Inicie el bombeo de agua hasta obtener retorno de fluido en los quemadores. salida de gas. Válvulas de Gas y Oil Manifold “abiertas”. Preparación • Alinear el sistema hacia los quemadores verificando lo siguiente: 1. 3. Válvula del by-pass de gas del Separador “abierta”. • Mantenga comunicación constante con el cuarto de control.Surface Well Testing 4. • Con el bote en sitio: Schlumberger Private Procedimiento Operacional . 2. Una vez finalizada la prueba de presión. 4.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 3. el cuerpo del calentador. • Realice la prueba de presión contra la válvula de entrada del separador. Desconecte el tapón del Starboard Burner. • Instale un reductor ciego. • Con el bote en sitio desconecte el tapón del Port Side Burner. y las líneas aguas arriba del separador con 1100 psi durante 10 minutos. 2. descargue la presión del separador a través de la bomba y: 1. 3. Instale el tapón de prueba al Port Side Burner. descargue la presión a través de la bomba. 4. Cierre la entrada del separador. Realice la prueba de presión del sistema con 1000 psi durante 10 minutos. Schlumberger Private • . Abra la entrada del Calentador. al by-pass de la entrada y a las líneas aguas arriba hasta 1100 psi durante 10 minutos. 129 de 151 1. 2. en la caja de choke del calentador. Cierre las válvulas del by-pass de petróleo y gas. Abra la salida del calentador. Cierre el by-pass del calentador. Asegúrese que todas las válvulas de salida hayan sido cerradas. • Prepare el separador como se menciona a continuación: 1. descargue la presión a través de la bomba. descargue la presión a través de la bomba. Aísle las líneas que direccionar el fluido hacia el quemador ubicado en Port Side. • Una vez finalizada la prueba. Abra la entrada del separador 3. • Proceda a llenar el separador y realice la prueba de presión al cuerpo. Realice la prueba de presión del sistema con 1000 psi durante 10 minutos. • Con el bote en sitio: 1. • Una vez finalizada la prueba. Coloque el tapón de prueba a uno de los quemadores (Starboard Burner). • Una vez finalizada la prueba de presión. 2. Aísle las líneas que direccionan el fluido hacia el quemador ubicado en Starboard Side. 3. 130 de 151 • Realice la prueba de presión aguas arriba del Coil del calentador y contra el reductor ciego con ____ psi durante ___ minutos. 2. • Desconecte el tapón ciego de la caja de choke del calentador. Confirmar que los equipos son capaces de soportar la presión generada durante la prueba de pozo. y manténgala durante ____ minutos. 2. Cierre las válvulas aguas abajo del choke manifold. 2. Abra el la válvula del by-pass del calentador. La presión a aplicar depende de las condiciones del pozo y de las características de los equipos. Cierre la válvula de entrada del calentador. descargue la presión a través de la bomba y: 1. Schlumberger Private 1. 2. 3. • Una vez finalizada la prueba. 5. Cierre las válvulas aguas arriba del choke manifold. Cierre las válvulas aguas abajo del choke manifold. Confirmar que los equipos no presentan fuga a la presión de trabajo. 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. y sin descargar la presión: • Una vez finalizada la prueba. Confirmar que el efluente puede ser direccionado a través de los equipos de superficie. 4. descargue la presión a través de la bomba. Una vez finalizada la prueba. y sin descargar la presión: 1. Descargue la presión de la bomba hasta 500 psi durante ____ minutos.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. • Una vez finalizada la prueba. Realice la prueba de presión contra las válvulas aguas abajo del choke manifold con ____ psi durante ____ minutos. y abra lentamente las válvulas aguas abajo para descargar la presión. 3. • Los objetivos de probar los equipos de superficie en locación son: 1. . Verifique que la presión no haya caído. sin embargo algunas pequeñas fugas internas pueden ser aceptadas. Durante las operaciones de cambio de choke. Schlumberger Private . En pozos con Altas Tasas de Flujo podría ser necesario probar el separador con una presión cercana al WP (1440 psi). por ello se recomienda realizar la prueba de “back pressure”. se requiere un buen sello en las válvulas aguas abajo del choke manifold. 131 de 151 Notas: Fugas externas no son tolerables.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. a un funcionamiento defectuoso del equipo. 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. debido a una fuga de en la tubería. • Durante las conexiones de las líneas de control neumático asegúrese de no obstruir el paso del personal. Sensor de presión “high” Steam Exchanger. fuego.7 4. • El sistema ESD permite cerrar una válvula de línea de flujo desde una estación remota o de la consola de ESD. o una emergencia similar. así como la forma correcta de utilizarlo. ESD (Emergency Shut Down) General • El sistema de cierre de emergencia (ESD) se usa cuando el cierre rápido es necesario. • Abra el suministro de aire y verifique que las estaciones del ESD están cerradas y no hay presencia de fuga en el sistema.2 Manual de Campo para Operadores . Schlumberger Private 4.1 Pág. Sensor de presión “low” aguas arriba del Separador.7. Sensor de presión “high” aguas arriba del Separador. 132 de 151 Sistema de Cierre de Emergencia.Surface Well Testing 4.7. 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. • Durante la reunión de seguridad se debe explicar a todo el personal donde están ubicados cada uno de los botones de emergencia. 10.8 4. 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. 2. Si los “sight glasses” son transportados por separados estos deben ser instalados.7. Se recomienda seguir el siguiente procedimiento para llevar a cabo la prueba de funcionamiento: 4. Verifique el tiempo de cierre. Abra SDV2 y ajuste PSL2 a 200 psi. 3.Surface Well Testing 4. Abra SDV1 y aísle PSL1. Chequeado por daños. Ajuste PSH3 a 190 psi y realice la prueba de funcionamiento utilizando un DWT.3 Manual de Campo para Operadores Pág. Durante la prueba de presión contra el Choke Manifold. Calibre PSH2 a 1260 psi. 5. 8. 4. Nota: Antes de que el surge tank sea rotado desde la posición de transportación a la posición de operación este debe ser: 1. 133 de 151 Prueba de Funcionamiento Nota: Durante la prueba de presión todos los pilotos de alta y baja. Abra SDV1 y realice la prueba de funcionamiento de cada una de las estaciones del panel EDS.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. así como las estaciones de ESD deben ser chequeadas. 9. y debe ser calibrado 10% por debajo de la presión de trabajo del tanque. 6. Los pilotos de alta y baja deben ser calibrados de acuerdo a los requerimientos de diseño. observe PSH3 y verifique cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión.8. Se debe verificar que las eslingas y grilletes estén debidamente certificados. Descargue la presión y observe cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión (liberación de presión en SDV1). observe el sensor PSL1 calibrado entre 1000 y 2000 psi por debajo de la presión de cabeza con el flujo estable. Descargue la presión y observe PSL2 y verifique cuanto tiempo toma el sistema en responder a la señal de presión. 3. 7. Schlumberger Private 1. 2. . Procedimiento Operacional Fluyendo a través del tanque • Este procedimiento no diferencia entre tanques con uno o dos compartimientos. • Mientras el tanque esta siendo llenado verifique el funcionamiento de los visores (sightglasses). y debe dejarse en posición abierta. se debe registrar el nivel inicial de fluido contenido en este.Surface Well Testing 4. 4. alarma de alto y bajo nivel. las cuales deben estar completamente abierta o cerrada. La alarma debe activarse. cuando esto ocurra detenga el llenado.3 • El tanque debe ser llenado de manera controlada. Schlumberger Private Prueba de Funcionamiento . Este procedimiento se puede llevar a cabo a medida que se determina el factor de calibración del medidor de crudo. • Antes de fluir al tanque.2 Manual de Campo para Operadores Pág. se debe asumir que parte del sistema esta dañado. • Durante el flujo verifique que no haya fuga de fluidos fuera del equipo.8. Aquellas con sensores de presión deben permanecer abiertas. • Vacíe el tanque hacia el quemador donde el viento sea predominante. Preparación • Abra el suministro de aire al sistema. y que la línea de venteo no presenta obstrucción. El flujo debe ser controlado por las válvulas del Oil Manifold. Si no se observa respuesta alguna. • La válvula mariposa nunca debe ser utilizada para controlar el flujo. • Asegúrese que las válvulas de aguja requeridas para colocar sensores y que estén abiertas a la atmósfera este cerrada. Vuelva a chequear mientras el tanque es vaciado. • Asegúrese que la válvula de control automático este abierta.8. 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. Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. 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. 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. Schlumberger Private . 2. Presión de cabeza (WHP). Asimismo. • La data adquirida por los sensores electrónicos es almacenada dentro de la computadora de adquisición.Surface Well Testing 5 Manual de Campo para Operadores Pág. . Presión de Casing (CSGP). 136 de 151 DESEMPEÑO Y CONDICIONES DEL POZO 5. • Los sensores electrónicos deben ser comparados con su correspondiente sensor mecánico.1. • Estas mediciones son monitoreadas y almacenadas por el sistema de adquisición. Procedimiento Operacional • Durante la perforación el sistema de adquisición debe enfocarse en monitorear lo siguiente: 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. • 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. la data debe ser colocada en las respectivas hojas de campo. se inician las operaciones de prueba de acuerdo a los requerimientos del cliente. • Cuando se confirma que el pozo ha sido perforado. Temperatura de Cabeza (WHT).1 5. 3. Preparación • Asegure que todos los medidores de presión y temperatura sean calibrados de manera correcta previo al inicio las operaciones. WHT y CSGP. 2. la adquisición de data depende de los requerimientos del cliente. 137 de 151 Manual de Campo para Operadores Presión Aguas abajo del CM (WHDCP). Temperatura de Gas (GAST). • Pág. 2. Volumen de agua (WATERV). • Verifique que correctamente. • Monitorear WHP. 4. Intervalo de 1 min durante los primeros 10 min. Presión Diferencial (GASDP). 3.1.Surface Well Testing 1. 6. Presión Estática del Separador (GASP). las válvulas de superficie han sido alineadas Procedimiento Operacional • Incrementar la presión anular para abrir la válvula de fondo PCT. 4. Intervalo de 15 min por un periodo de 45 min a 6 hr. Volumen de crudo a condiciones de Sep. Cierre Inicial del Pozo (opcional) General En el siguiente procedimiento se asume que se ha utilizado sarta de DTS/TCP para la evaluación.2 . Preparación • Asegure que todos los sistemas de seguridad han sido verificados. descargue la presión anular para cerrar el PCT. para el cierre inicial en fondo durante ____ minutos/horas. Intervalo de 5 min durante un periodo de 10 a 45 min. durante ____ minutos con el fin de monitorear la presión de cabeza. Intervalo de 30 min durante el periodo de tiempo restante. todos los medidores mecánicos después de cada cambio de choque deben ser monitoreados como sigue: 1. Schlumberger Private 5. Como una regla general. • Luego de ____ minutos. (OILV). Nota: Lo antes mencionado es solo una guía general. Temperatura del Crudo (OILT). • Perforar el pozo de acuerdo a lo establecido en el programa de trabajo. 7. 3. 5. • Luego de cañonear la arena permita que el pozo fluya hasta la superficie con el choke manifold cerrado. 2.3 Manual de Campo para Operadores Pág. de acuerdo al programa entregado por el cliente. donde se discutan los siguientes puntos: • Ubicación del panel y las estaciones de cierre de emergencia. Antes de abrir el pozo para llevar a cabo el Periodo de Limpieza. 5. Asegurarse que el permiso de trabajo necesario para fluir el pozo. El choke ajustable ha sido calibrado correctamente. • Todos los trabajos de soldadura deben ser suspendidos durante toda prueba del pozo. Schlumberger Private Preparación . se debe llevar a cabo una reunión de seguridad. El generador de vapor esta encendido. • Acciones que deben ser tomadas en caso que se detecte la presencia de H2S. 7. El piloto del quemador esta encendido. 138 de 151 Periodo de Limpieza General Antes de abrir el pozo.Surface Well Testing 5. el sistema debe estar alineado al gauge o surge tank. Se debe notificar al cuarto de control que se va iniciar la operación de fluir el pozo. • Solo personal necesario debe permanecer en la planchada y área de well testing durante todo el periodo de flujo. esta actualizado. • Asegure que: 1.1. Se debe explicar como deben ser activadas las estaciones en caso de ocurrir alguna emergencia. Tanto el separador como el Steam Exchanger deben estar by-paseados. La cortina de agua esta en operación. Se debe chequear lo siguiente: • Verifique que el sistema este alineado y que todas las válvulas estén en posición correcta. tanque de 500 barriles o hacia los quemadores de gas o crudo. Anunciar al personal del taladro que se esta próximo a iniciar la operación de fluir el pozo. 3. 6. 4. Nota: Siempre se debe fluir el pozo con la PCT en modo de cierre seguro 'Fail Safe'. Schlumberger Private • . 139 de 151 Procedimiento Operacional • Realice un último chequeo de la dirección del viento y verifique botes en stand-by. cierre el pozo e investigue lo ocurrido. • En pozos de gas. • En pozos de tierra. en intervalos de ____ minutos. WHP estable 3. hasta que la concentración de estos gases haya estabilizado. Volumen desplazado= 1.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. disminuya el reductor a 4/64”. proceda a verificar la presencia de H2S y CO2. por lo generar el fluido de completación debe ser recuperado y enviado directamente al tanque de viaje. BSW estable durante dos horas y menor a 1%. puede ser ventajoso fluir a través del choke fijo si el choke ajustable esta taponado por sedimentos. • Una vez que el hidrocarburo llega a la superficie. el fluido debe ser direccionado inicialmente hacia los quemadores. • Aplique presión anular para proceder a abrir la válvula de fondo PCT. De continuar la situación. Monitoree la presión anular y descargue la presión hasta obtener la presión requerida para mantener la válvula de fondo en posición abierta. • En pozos con bajas tasa de flujo. 2.5 x Capacidad del Tubing Guía Operacional No se recomienda efectuar la prueba con la PCT en posición de candado. con un reductor de 8/64" (dependiendo de los requerimientos del cliente). Nota: Si por alguna razón observa un incremento acelerado de la presión aguas abajo. • El pozo se considerará limpio cuando: 1. y permita que la presión de cabeza estabilice. • Monitoree la presión aguas abajo del Choke Manifold. • Abra el brazo correspondiente al Choke Ajustable. Indicación de flujo positivo (se observa producción de burbujas). 2. y se presenta alguna situación de riesgo en las condiciones de flujo. • Siguiendo el procedimiento anterior se puede apreciar lo siguiente: • Cierre el pozo en superficie y verifique si se genera algún incremento de presión. proceda como se indica en la sección 2. antes de ser pasado a través del separador. Formación de hidratos aguas abajo del choke manifold. Indicación de flujo negativo (se aprecia reducción del nivel de fluido en el balde. Problemas comunes: • • • • • 5. gauge o surge tank. se debe establecer la condición de flujo crítico a través del choke manifold. 140 de 151 • Durante el periodo de limpieza no es necesario mantener la condición de flujo crítico. se recomienda seguir el siguiente procedimiento: • Continuar fluyendo el pozo hacia el tanque de 500 barriles.1. mientras se monitorea el flujo de fluido utilizando una manguera conectada al choke manifold y sumergida en un balde. En caso de que el flujo haya estabilizado.4 Producción de sólidos excesiva. Contingencias Si no se evidencia retorno de fluido durante este periodo. debido a la precipitación del mismo. ya que esto podría comprometer la extracción del fluido de completación.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Schlumberger Private 1. Producción de arena.2. 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. Preparación • Asegure que se estén siguiendo los requerimientos de adquisición de data y toma de muestras. Petróleo espumoso o emulsificado. . • Cuando el pozo está limpio. • Antes de pasar el flujo al separador verifique lo siguiente: 1. 141 de 151 • Asegure que tanto las estaciones de ESD como los pilotos de alta y baja (Hi-Lo Pilots) han sido activados. • 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. ya que tiende a incrementar con el incremento de la temperatura. 2. Todas las válvulas en los puntos de muestreo están cerradas. Las líneas de crudo y gas están alineadas hacia los quemadores. • Se debe mantener la condición de flujo crítico a través de choke manifold. • Cambie el flujo hacia el choke fijo y permita establecer las condiciones de flujo estable. 4. Los medidores crudo están by-paseados. WHdcp) constantemente.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Las válvulas manuales de aguas abajo de las ACV han sido abiertas. • La inyección de química se debe detener mínimo una hora antes de tomar las muestras PVT en el separador. e increméntelo hasta obtener el choque requerido. De ser necesario descargue la presión anular hasta obtener el valor deseado. • Monitoree las presiones de cabeza (WHP. • Monitoree constantemente la presión anular. Schlumberger Private • . La placa orificio esta levantada. • 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). 3. 5. Procedimiento Operacional Abra el pozo a través del choke ajustable pequeño. • Cerrar el pozo en superficie dejando una presión de cabeza acumulada de 300 psi aproximadamente.1. para cerrar la válvula de fondo. Cierre de Pozo en Superficie General Luego de fluir el pozo y efectuar la prueba de flujo durante el periodo de tiempo requerido. Preparación By-pasear los medidores de crudo y subir la placa orificio. Procedimiento Operacional • Cierre el pozo en el choke manifold. • By-pasear el separador.5 Manual de Campo para Operadores Pág. el pozo debe ser cerrado en fondo (cerrar PCT) para registrar el Buid-Up final. • Asegure que la data es adquirida de acuerdo a los requerimientos del cliente. Schlumberger Private 5. el pozo debe ser cerrado en en superficie (cerrar Choke Manifold) para registrar el Buid-Up final. • Chequee la presión de cabeza y asegúrese de obtener una indicación de cierre (incremento de WHP). lo cual es indicativo que la válvula se cerró exitosamente. • By-pasear el separador. • Monitorear la presión de cabeza hasta que se observe una caída de 500 psi aproximadamente.6 • . Preparación By-pasear los medidores de crudo y subir la placa orificio. Procedimiento Operacional Descargar la presión anular a 0 psi.Surface Well Testing 5. 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.1. 143 de 151 Condiciones Problemáticas de Flujo Problemas Comunes en Surface Well Testing PROBLEMA ESPUMA CAUSAS CONSECUENCIAS Alta Viscosidad Separación deficiente Gases Pesados ( C2.Surface Well Testing 5.1 Manual de Campo para Operadores Pág.2.2 5. 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 Schlumberger Private Bajas Temperaturas/Altas Presiones SOLUCIONES . por lo tanto es importante romper la emulsión de manera eficiente y lo más rápido posible. debido a una gran caída de presión o una evolución de gas retardada causada o la liberación de gases pesados. CO2). y traer como consecuencia la contaminación ambiental. Procedimiento La ruptura de la emulsión se puede llevar a cabo de la siguiente forma: • Incremente la temperatura del fluido. 144 de 151 Prevención de Espuma General La espuma se produce a causa de la liberación de micro burbujas en el petróleo. C3.2. (C2. • Incremente el tiempo de retención dentro del separador. La espuma puede causar 'carry-over' de petróleo hacia los quemadores de gas. Preparación • Conecte una bomba de inyección de química aguas arriba del choke manifold. Schlumberger Private Los siguientes factores pueden ayudar a prevenir la formación de espuma: . haciéndolo pasar a través del Steam Exchanger antes de fluir hacia el separador.Surface Well Testing 5.2. • Disminuya el nivel de líquido dentro del separador incrementando la presión de separación. • Inyecte anti-espumante aguas arriba del choke manifold. Procedimiento 5.3 • Incremente la temperatura del fluido. • Inyecte químicos desmulsificante. Ruptura de Emulsión General La emulsión afecta las tasas de producción de petróleo y agua.2 Manual de Campo para Operadores Pág. siempre causan condensación de una parte de esa agua contenida en el gas. Prevención y Eliminación de Hidratos General La formación de hidratos puede ocurrir el cualquier punto en los equipos de well testing. tanto para romper como para prevenir la formación de hidrato. de causar taponamientos dentro de la tubería.Surface Well Testing 5. • El agua libre en el gas es un gran problema porque tiende a congelarse dentro de los equipos de superficie formando hidratos. Preparación • Calibrar correctamente los pilotos de alta y baja presión (normalmente 10% menos a la WP de la sección de tubería o equipo).1 Manual de Campo para Operadores Pág. Además. haciendo que los medidores y las válvulas queden fuera de operación.2.4.4 5.2 • . lo cual causará un bloqueo en el paso de fluido y por consiguiente un incremento de presión significativo en esa sección de tubería. tal y como ocurre en los codos ubicados en las líneas de tubería. • Mientras mayor sea la presión del gas. • La presión aguas arriba y aguas abajo del choke manifold debe ser monitoreada constantemente para evidenciar cualquier cambio significativo de presión de presión. Schlumberger Private 5. mayor será la temperatura a la cual comenzara la formación de hidratos. • Se debe disponer de productos químicos como Metanol y Glicol. • El proceso de formación de hidratos se acelera cuanto se tienen altas velocidades de flujo.4.2. • Los cambios de presión y temperatura desde fondo hasta la superficie.2. 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. fluctuaciones en la presión o cualquier otro tipo de agitación. Procedimiento • Durante la fase de limpieza se debe monitorear con frecuencia el espesor de la pared de la tubería. • Una vez que se tenga presencia de gas en superficie. 146 de 151 Procedimiento 5.5. • La inyección de Metanol ayuda a disolver el hidrato formado.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. En caso de esperarse una alta producción de arena. Estos sensores permiten determinar la tasa de producción de arena mediante el impacto de las partículas sólidas en la tubería. Preparación La producción de arena puede ser monitoreada mediante el uso de sensores ubicados en la línea de flujo. Control de Arena Control de Arena General • Si se tiene una alta producción de arena durante el periodo de limpieza. Es recomendable posicionar el calentador lo más cercano posible al choke manifold. se recomienda utilizar equipos que permitan controlar y/o procesar dichos sólidos.1 • . con la finalidad de verificar el efecto de la erosión causado por las partículas sólidas. • Se recomienda reducir la presión de la línea una vez que se tiene formación de hidratos.2. 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.5 Caliente el Gas a una temperatura mayor a la temperatura de formación de hidratos. inicie la inyección de Glicol aguas arriba del choke manifold para prevenir la formación de hidratos. Este se debe inyectar aguas arriba del choke manifold una vez que se ha generado el hidrato.2. Schlumberger Private 5. • Para controlar cantidades elevadas de producción de arena se recomienda realizar la completación con empaque con grava. y determinar el peso de la muestra constantemente. se debe proceder a pasar el flujo de fluido a través del la trampa de arena o filtro de arena. Schlumberger Private . sin utilizar el equipo de control de arena. e iniciar la evaluación del pozo. • Cuando la tasa de producción de arena ha sido controlada proceda a fluir a través del separador. • Monitorear las concentraciones de CO2 y H2S. 147 de 151 Tomar muestras de BSW en envases de 100 cc para mejorar el porcentaje de precisión. Procedimiento Operacional • Abrir y fluir el pozo hacia los quemadores hasta desplazar todo el fluido de completación.Surface Well Testing • Manual de Campo para Operadores Pág. • Cuando la tasa de producción de arena ha sido determinada. mediante el uso de los sensores. con la finalidad de disminuir dicha producción. 3700787 pulg Se divide 1 metro entre 39. 148 de 151 Tablas de Conversión Ejemplo: Transformar 50 pulgadas a metros.27 39.76391 pies cuadrado entre 1 metro cuadrado y luego se multiplica por 150 metros cuadrados. 2. Schlumberger Private 1 ∗ 50 = 1. Superficie Ejemplo: Transformar 150 m2 a pies2. Longitud Manual de Campo para Operadores Pág. El resultado se obtiene en pies cuadrados.Surface Well Testing 6 APENDICE 1.76391 ∗ 150 = 1614.76391 ft2 10.3700787 . De la tabla: 1 metro = 39. El resultado se obtiene en metros. De la tabla: 1 m2 = 10.3700787 pulgadas y luego se multiplica por 50 pulgadas.58 1 Se divide 10. Surface Well Testing 3.1076 1 .1781076 barriles Se divide 0. 149 de 151 Volumen Ejemplo: Transformar 1000 pies cúbicos a barriles. De la tabla: 1 ft3 = 0. Presión Schlumberger Private 0. 4. Manual de Campo para Operadores Pág.1781076 barriles entre 1 pies cúbico y luego se multiplica por 1000 pies cúbicos. El resultado se obtiene en barriles.1781076 ∗ 1000 = 178. 5.88 1 . Reemplazando el valor correspondiente a grados Fahrenheit (300 F) en la ecuación. utilizamos la primera ecuación. obtenemos el resultado en grados centígrados (148. Tiempo TIEMPO 1 Día = 24 horas 1 hora = 60 minutos 1 minuto = 60 segundos Schlumberger Private Ejemplo: .Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág.88 C).0689476 Se divide 1 psi entre 0.0689476 bar y luego se multiplica por 300 bar. y realizando el cálculo.0689476 bar 1 ∗ 300 = 4351. El resultado se obtiene en psi. Temperatura Transformar 300 degF a centígrados.8 Como deseamos transformar el valor en grados centígrados.13 0.8 1 . 150 de 151 Ejemplo: Transformar 300 bar a psi (lib/in2) De la tabla: 1 psi = 0. En este caso se debe aplicar la fórmula correspondiente al resultado deseado: C= ( F − 32) (300 − 32) = = 148. 6. 66 60 Se divide 1 hora entre 60 minutos luego se multiplica 700 minutos. 151 de 151 Ejemplo: Transformar 700 minutos a días.Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pág. Luego: Se divide 1 entre 24 horas luego se multiplica por la cantidad de horas 11.66 = 0. De la tabla: 1 día = 24 horas 1 hora= 60 minutos Por lo tanto: 1 ∗ 700 = 11. El resultado final se obtiene en días.66 hr.48 24 . El resultado se obtiene en horas. Schlumberger Private 1 ∗ 11.