CURSO BÁSICO DE WELL TESTING
HYDROCARBON SERVICES LTDA. NEIVA, NOVIEMBRE 2005
1. GENERALIDADES EQUIPOS DE WELL TESTING TESTING Y RIG UP 1.1 LINEAS DE SUPERFICIE 1.1.1 Código de Colores 1.1.2 Tipos de Uniones y rosca 1.2 CHOKE MANIFOLD 1.2.1 Choque fijo 1.2.2 Choque ajustable 1.3 SEPARADOR 1.3.1 Generalidades a) Tipos de Separadores b) ANSI
1.3.2 Válvula de relevo 1.3.3 Válvulas de control de fluidos 1.3.4 Barton 1.3.5 Daniel 1.3.6 Indicadores de nivel o visores 1.4 COMPRESOR 1.5 BOMBAS DE TRANSFERENCIA 1.6 TANQUE DE MEDIDA O GAUGE TANK 1 .7 TANQUE DE RECOLECCIÓN O FRAC TANK 1.8 PLANTA ELÉCTRICA
1. GENERALIDADES EQUIPOS DE WELL TESTING TESTING Y RIG UP 1.1 LINEAS DE SUPERFICIE 1.1.1 Código de Colores 1.1.2 Tipos de Uniones y rosca 1.2 CHOKE MANIFOLD 1.2.1 Choque fijo 1.2.2 Choque ajustable 1.3 SEPARADOR 1.3.1 Generalidades a) Tipos de Separadores b) ANSI
1.3.2 Válvula de relevo 1.3.3 Válvulas de control de fluidos 1.3.4 Barton 1.3.5 Daniel 1.3.6 Indicadores de nivel o visores 1.4 COMPRESOR 1.5 BOMBAS DE TRANSFERENCIA 1.6 TANQUE DE MEDIDA O GAUGE TANK 1 .7 TANQUE DE RECOLECCIÓN O FRAC TANK 1.8 PLANTA ELÉCTRICA
2. PROC PROCEDIM EDIMIENT IENTOS OS DE DE LOGISTIC LOGISTICA A 2.1 Solicitud del servicio 2.2 Elaboración del permiso de trabajo (AST’s)
2.3 Solicitud de transporte de equipos equipos y personal 2.4 Check List 2.5 Cargue, Descargue y Movilización 2.6 Recibo de de locación locación y charla de seguridad 2.7 Solicitud del programa de trabajo 2.8 Reporte de resultados de de la prueba prueba 2.9 Entrega de locación – cierre del permiso de trabajo 2.10 Desmovilización de equipos y personal
3. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES 3.1 RIG UP 3. 2 INSPECCION PREOPERACIONAL DE EQUIPOS 3.3 PRUEBA DE PRESION 3.4 PROCEDIMIENTO PARA CALIBRAR CHOKE AJUSTABLE 3.5 PROCEDIMIENTO PARA CAMBIAR UN CHOKE FIJO 3.6 OPERACIÓN DE SEPARADORES 3.6.1 Problemas frecuentes 3.7 CAMBIO DE ORIFICIO EN EL DANIEL 3.8 MEDICION DE FLUIDOS 3.8.1 Medición de fluidos líquidos 3.8.2 Medición de gas 3.9 ANALISIS DE LABORATORIO 3.9.1 Procedimiento para la determinación de la Gravedad API norma ASTM D 287-92 3.9.2 Procedimiento para la determinación del contenido de agua y sedimentos por el método de la centrífuga norma ASTM D 96-88 3.9.3 Procedimiento para la determinación de cloruros en ppm 3.9.4 Medición de pH
CONTENIDO 4. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS ESPECIFICOS 4.1 ACID FLOW BACK 4.2 FRAC / SAND FLOW BACK 4.3 PICKLING 4.4 CLEAN UP 4.5 INYECCION N2 4.6 FACILIDADES DE PRODUCCION TEMPRANAS 4.7 NEUTRALIZACION DE FLUIDOS ACIDOS 4.8 MANEJO DE FLUIDOS ESPUMOSOS 4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO - Gas Lift - Bombeo Hidráulico - PCP - Bombeo Mecánico - Swab - Flujo Natural - ESP
CONTENIDO 5. PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD 5.1 PANORAMA DE RIESGOS / CLASIFICACION DE RIESGOS 5.2 TROUBLESHOTTING 5.3 CONTINGENCIA DERRAME DE CRUDO 5.4 PREVENCION DE INCENDIOS Y PLANES DE CONTINGENCIA 5.5 PROCEDIMIENTO EN CASO DE INCENDIO 5.6 PROCEDIMIENTO MANEJO DE EXTINTORES 5.7 PRECAUCIONES PRODUCTOS QUIMICOS
1. GENERALIDADES DE EQUIPOS DE WELL TESTING 1.1 LÍNEAS DE SUPERFICIE NÚMERO DE REFERENCIA
PRESIÓN DE PRUEBA (PSI)
PRESIÓN DE TRABAJO (PSI)
1502
15000
10000
1002
10000
6000
602
6000
3000
Tubería WECO
1.1.1 CÓDIGO DE COLORES CODIGO DE COLORES PARA DIFERENTES UNIONES PRESION FIGURA
COLOR CODIGO
ESTÁNDAR
CON GAS H2S
TRABAJO
PRUEBA
TRABAJO
PRUEBA
100
1000
1500
N.A.
N.A.
200
2000
3000
N.A.
N.A.
206
2000
3000
N.A.
N.A.
207
2000
3000
N.A.
N.A.
211
2000
3000
N.A.
N.A.
2500
3750
2500
3750
400
4000
6000
4000
6000
600
6000
9000
N.A.
N.A.
602
6000
9000
6000
9000
1002
10000
15000
7500
12000
1003
10000
15000
N.A.
N.A.
1502
15000
22500
10000
15000
2002
20000
30000
N.A.
N.A.
2202
N.A.
N.A.
15000
22500
ESPESORES DE TUBERÍA PIPE DATA NOMINAL SIZE
O.D.
STD - SCHEDULE 40
STD - SCHEDULE 80
I.D.
THICKNESS
W.P. PSI
I.D.
THICKNESS
W.P. PSI
1
1,315
1,049
0,133
2110
0,957
0,179
3470
2
2,375
2,067
0,154
1470
1,939
0,218
2490
2 1/2
2,875
2,469
0,203
1850
2,323
0,276
2820
3
3,500
3,068
0,216
1640
2,900
0,3
2560
4
4,500
4,026
0,237
1440
3,826
0,337
2280
6
6,625
6,065
0,28
1210
5,761
0,432
2070
PIPE DATA NOMINAL SIZE
O.D.
STD - SCHEDULE 160
STD - SCHEDULE XXH
I.D.
THICKNESS
W.P. PSI
I.D.
THICKNESS
W.P. PSI
1
1,315
0,815
0,250
5720
0,599
0,358
9540
2
2,375
1,689
0,343
4600
1,503
0,436
6290
2 1/2
2,875
2,125
0,375
4200
1,771
0,552
6850
3
3,500
2,626
0,437
4130
2,300
0,6
6090
4
4,300
3,438
0,581
3980
3,152
0,674
5310
6
6,625
5,189
0,718
3760
4,897
0,864
4660
ACOPLES DE UNIONES 2" HEMBRA
2" MACHO
602 1002 1502
602 1002 1502
602
1002
1002
602
602
1502
1002 1502 1502
1502 602 1002
RESULTADO Recomendado hasta 6000 psi Recomendado hasta 10000 psi Recomendado hasta 15000 psi Resiste hasta 6000 psi, No recomendado Resiste hasta 6000 psi, No recomendado Resiste menos 2000 psi, No recomendado Resiste menos 2000 psi, No recomendado No se puede acoplar No se puede acoplar
1.1.2 TIPOS DE ROSCAS • E.U.E: External Upset End. ( Pin – Caja).
Acabado redondeado. • N.P.T. : < 1”. Acabado angular. • L.P. : > 1”. Acabado angular. • DRILL PIPE : Altos esfuerzos. • CSHYDRILL : Altas presiones. • NF: Amerada ¾”. • ACME : Quick Union.
1.2 CHOQUE MANIFOLD eq.
1
2
2
2
Abrir primero aguas arriba y luego aguas abajo. Cerrar primero aguas abajo y luego aguas arriba. Choque fijos tipo Cameron y choques Argentinos.
1.2.1 CHOQUE FIJO 1.2.2 CHOQUE AJUSTABLE
1.3 SEPARADORES
FUNCIONES: 1. Separación mecánica de fases.
Tipos de Separadores • Por configuración: Vertical , Horizontal,
Esféricos. • Por función: Bifásicos , Trifásicos. • Por presión de operación : ANSI – Define la presión máxima de trabajo de un separador (Presión w = 2.4*ANSI). Ej: ANSI 300*2.4 = 720 PSI.
1.3.2 VALVULAS DE RELEVO
Diseñada para abrir al 80% y 90% de la presión nominal del separador.
1.3.3 VALVULAS DE CONTROL DE FLUIDO 667 657
Control de Nivel Control de Presión
1.3.4 REGISTRADOR DE PRESIONES – BARTON • • • • • •
Registra Presión Estática, Diferencial y en algunos casos la temperatura del fluido. Para cálculo de tasas de flujo de gas. Seguimiento al comportamiento gráfico de la presión del pozo o del separador. En POZO registra: Presión Estática de Inyección, CHP, THP y la Presión Diferencial en cabeza (Hw). En el separador registra: Presión Estática y Presión Diferencial de la línea de gas. Revisar rangos de elementos y calibración. Hw (0-100in H 2O), CHP - P iny (0-1500 psi) y THP (0-1000 psi)
1.3.5 DANIEL
PLATINA DE ORIFICIO
1.3.6 INDICADORES DE NIVEL
1.4 COMPRESORES • Debido a que las válvulas
de control trabajan con un sistema neumático, se necesita un compresor para proporcionar el aire de instrumentación; el cual funciona con un motor eléctrico que enciende cuando la presión disminuye a 60 psi y se apaga cuando el compresor ha cargado a 100 psi de forma automática
1.5 BOMBAS DE TRANSFERENCIA • Envía el fluido desde el
tanque de medida hasta el tanque de recolección. • Es una bomba centrífuga que funciona con motor eléctrico cuyo rango varía desde 17 HP hasta 50 HP (3000 BOPD a 30 psi) para servicios estándares .
1.6 GAUGE TANK • Están provistos de doble
compartimiento para facilitar el desalojo de uno de ellos, mientras en el otro se mide. • Tienen compuertas de ventilación, visores y una medida aforada en bbl/cm o bbl/in según sus medidas físicas con el fin de permitir el cálculo de la tasa de flujo promedio del pozo según la altura del nivel de líquido.
1.7 FRAC TANK • Almacena el fluido producido
después de pasarlo por el tanque de medida. • FRAC TANKS: tanques de almacenamiento confinados que pueden almacenar entre 400 y 500 bbl. • TANQUES ESCUADRA con ESCUADRA con forma de piscina no confinados, éstos se emplean para recolectar cualquier tipo de fluido, como ácidos para trabajos de acidificación, para recibir salmueras o crudos con pH muy bajos, arena, etc
1.8 GENERADOR ELÈCTRICO • Es el eje principal de la
operación. • De éste depende el funcionamiento de los equipos, ya que un corte del sistema de energía obligaría la parada de las operaciones, pues la planta o generador eléctrico alimenta la caseta - laboratorio, el compresor, la bomba de transferencia y las lámparas de alumbrado
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.1 Solicitud del Servicio: el cliente lo solicita directamente a Coor. de Operaciones o Ventas mínimo 12 hrs. antes de abrir el pozo (LM, RC, SF, T, BC, PAL); para otras empresas o pozos lejanos se acuerda el tiempo de respuesta con el cliente. 2.2 Elaboración del Permiso de Trabajo: Cada compañía operadora posee un formato preestablecido como permiso de trabajo, el cual se debe diligenciar por parte del ingeniero encargado de H.S. conjuntamente con el representante del cliente.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.3 Solicitud de Transporte de equipos y personal: se debe diligenciar el Formato de Requisición de Transporte para: • Movilización de equipos: Cama-baja, carromacho,
según necesidad. • Personal: camioneta para cada turno por lo menos ½ hora antes de salir. Precaución por restricción de movilización de generador con el tiro de la camioneta.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.4 Check List • Se diligencia antes de movilizar equipos, de forma que la
cuadrilla encargada (ingeniero, operador y técnicos) verifiquen que el equipo, las herramientas y reactivos de laboratorio estén completos y estandarizados (que correspondan al set que se moviliza).
• Si por alguna razón falta algo que esté en otro set, se
deberá diligenciar el formato de movimiento de materiales y archivarlo en la carpeta correspondiente, además todos los elementos y consumibles que se requieran deberán solicitarse en un formato de requisición de materiales.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.5 Cargue, Descargue y Movilización • El cargue de los equipos en la base deberá estar • • • •
supervisada por alguien de la cuadrilla del turno de día. La movilización del aire acondicionado, centrífuga, computador y canecas de combustible se deberán hacer en camionetas. La camioneta deberá escoltar los vehículos de carga. Toda movilización deberá ir acompañada del formato de movilización de materiales y equipos, dejándose una copia al salir en portería. Nunca se podrá violar lar normas de seguridad establecidas por transito (carga larga, ancha y alta) y los límites máximos de velocidad en cada área
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.6 Recibo de locación y charla de seguridad • Antes comenzar a trabajar se debe diligenciar el formato
de la operadora para recibo de la locación, y se realizará un panorama de riesgos (AST) que debe ser difundido a todo el personal en charla pre-operacional y de seguridad. • Si se considera que no están dadas las condiciones operativas o de seguridad requeridas para comenzar el descargue y rig up de los equipos, esto se debe aclarar con el encargado del pozo. • Los equipos se descargan en el sitio preestablecido por el encargado del pozo (compañía operadora o equipo de workover), según las condiciones de la locación. • El descargue de los equipos está a cargo del personal de transporte con la supervisión del ingeniero de turno.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.7 Solicitud del programa de trabajo • • • • • • •
Tipo y objetivo de la prueba Sistema de levantamiento y control del pozo Hora de apertura del pozo. Condiciones iniciales (choke, caudal de inyección de gas, etc.). Volumen a recuperar o tiempo de prueba Profundidad de las perforaciones (estado mecánico). Datos de la última prueba o condiciones actuales de producción (BFPD, BSW, gas de formación, gas de inyección y cloruros).
•
Esta información podrá ser recibida verbalmente y se deberá anotar en la bitácora con la firma del encargado del pozo.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA • 2.8 Reporte de resultados de la prueba • A la 06:00 a.m. se realiza la liquidación diaria ( la hora
varía según solicitud del cliente), la cual deberá hacerse por secciones de tiempo si hay cambios de choke o cierres del pozo. • El informe además contiene el Job Log o secuencia de eventos de lo ocurrido durante todo el día (o cualquier cambio en las condiciones de operación). • El reporte deberá estar en las oficinas de la operadora antes de las 07:00 a.m. (caso de Petrobrás), si por alguna causa mayor no se puede cumplir, se debe dar aviso oportunamente al encargado del pozo.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA • 2.9 Entrega de locación – cierre del permiso de
trabajo:
La locación debe quedar en iguales o mejores condiciones (operativas, de orden y aseo) de lo que se encontraba cuando llegó el equipo; debe quedar constancia por escrito que alguien de la operadora o el encargado del pozo verificaron dichas condiciones.
2. PROCEDIMIENTOS DE LOGISTICA 2.10 Desmovilización de equipos y personal • Terminada toda labor y en caso de tener que mover el
equipo a otro pozo o a la base, se deberá repetir los procedimientos de solicitud de transporte y movilización, haciendo énfasis en que está prohibido movilizar los equipos en horas nocturnas. • La descarga de los equipos en la base deberá ser supervisada por el operador encargado, quien deberá firmar la entrada de materiales para verificar que el equipo llega completo y en buen estado.
3. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES 3.1 RIG UP Estudiar las condiciones de la locación, reconocer el • espacio con el que se cuenta y referenciar las líneas de alta presión antes de tender las líneas de superficie. • Realizar la charla de seguridad. Coordinar con otras empresas la ubicación de • equipos con el fin de no entorpecer las operaciones entre unos y otros. NOTA: en áreas clasificadas usar macho de bronce; verificar estado de uniones y empaques durante el arme.
3. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES • Conectar línea de gas a la línea de producción general o
tender línea al quemadero según sea el caso. Si el sistema se conecta a la línea, se debe colocar un cheque antes de conectarse a la línea de producción general, verificando el sentido correcto y no olvidar verificar que la válvula de bloqueo del pozo esté abierta, antes de empezar la prueba. • Conectar el compresor al scrubber del separador y tender el cordón de suministro de energía siempre por debajo de las líneas de superficie, lo mismo debe hacerse con el cable de la bomba de transferencia. • Conectar Barton y verificar instrumentación.
3.1 RIG UP 1 0 m
15m
10m 2 5 m
S H
15m
1 5 m
S H
3.2 INSPECCIÓN PRE-OPERACIONAL DE EQUIPOS • Generador: revisar nivel de aceite y ACPM, encenderla • • •
•
y mirar Frecuencia (60 - 65 Hz) y Voltaje 220 V. Compresor: regulando presión entre 60 psi (encendido) y 100 psi (apagado). Dejar el compresor cargado y listo para empezar la prueba. Bomba de Transferencia: verificar sentido de giro, en caso de que esté girando en sentido opuesto, verifíquese la polaridad de las conexiones. Choke Manifold: apertura y cierre de válvulas, estado y calibración del choque ajustable, los choques fijos, arenamiento de las sillas y que los choques ajusten perfectamente. Válvulas de bypass del separador y del gauge tank: probar que abran y cierren correctamente y que todas tengan sus manijas. Dejar las válvulas listas para empezar la prueba.
3.2 INSPECCIÓN PRE-OPERACIONAL DE EQUIPOS • Instrumentación: Presión de alimentación (scrubber): 80 • • • •
•
psi y válvula de salida abierta. Válvulas Neumáticas: calibrarlas, verificando que abran y cierren normalmente. 15 y 3 psi. Visores: Deben estar completamente limpios, de lo contrario limpiar con varsol y no olvidar dejar las válvulas comunicantes abiertas. Barton: Conectar los liners correctamente. Asegurarse de que está corriendo el reloj. línea de alta presión (aguas arriba de la platina del Daniel) con la entrada de alta presión (HP) y la línea de baja presión (aguas abajo) con su respectiva entrada (LP) Daniel: verificar empaque, buen funcionamiento de las piezas.
3.3 PRUEBA DE PRESIÓN • Se prueba todo el sistema para verificar la
integridad de la tubería y el arme.
• Se prueba a baja (25% P max.) y a alta (
mas. x Factor de seguridad).
• Esto se realiza con agua limpia empleando un
camión de vacío equipado con bomba triplex o alguna bomba que se encuentre disponible en locación.
3.4 CALIBRACIÓN CHOKE AJUSTABLE 1. Aflojar y retirar choke ajustable. Retirar silla y revisar que se encuentre en buen estado. 2. Introducir silla y choke ajustable y apretar la tapa. Con choke totalmente cerrado ubicar el tambor indicador en posición “0”.
3. Bloquear tambor con tornillo (llave halen). 4. Abrir totalmente choke y verificar apertura al máximo (48/64” – 1”). 5. Cierre nuevamente hasta tope y verifique el “0”.
6. Si no coincide, repetir operación.
3.5 CAMBIO DE CHOQUE FIJO 1. 2. 3.
4. 5. 6. 7.
Graduar el choque ajustable a la apertura deseada y luego abrir las válvulas de bypass para permitir el paso de fluido. Cerrar las válvulas de bypass de la línea del choque fijo y sacar el líquido a través de la válvula de drenaje. Aflojar y retirar la tapa, y sacar el choque fijo con la llave especial que se tiene para remover choques. Limpiar el asiento si está obstruido con arena y ajustar el nuevo choque (que debe concordar con el mismo diámetro de apertura del choque ajustable). Colocar y asegurar la tapa del choque nuevamente y cerrar la válvula de drenaje. Abrir nuevamente las válvulas de bypass del choque fijo y una vez hecho esto, cerrar las válvulas de la línea del choque ajustable. Revisar en los manómetros que las presiones se hayan ajustado correctamente al cambio del choque, es decir, que si se ha colocado un choque de mayor diámetro, la presión que registra el manómetro de la flauta debe disminuir y el de la salida del choque debe aumentar o viceversa.
3.6 OPERACIÓN DE UN SEPARADOR • Para el flujo inicial:
1. Verificar que el este separador vacío, las válvulas de drenaje cerradas, manómetros instalados, platina de orificio retirada, válvulas de los visores abiertas. 2. Setear presión de trabajo en el separador (controladores). 3. El nivel debe mantenerse bajo, generalmente entre el 20% y 50%, como margen de seguridad especialmente cuando se tiene quemadero. 4. La posición de las válvulas debe ser: línea de gas OPEN, línea de aceite OPEN, línea de entrada al separador OPEN, by pass CLOSE. (esto depende de los fluidos que aporte el pozo en el momento).
3.6 OPERACIÓN DE UN SEPARADOR • Durante la prueba:
5. Establecer presión mínima que permita el funcionamiento del separador (observar requerimientos de presión aguas abajo del separador). 6. Establecer nivel al 50% (depende del GOR) • Finalización:
7. Bypasear instrumentación, retirar orificio, bajar totalmente niveles, barrer líneas de aceite y agua con gas, bypasear separador y drenar presión remanente
3.7 CAMBIO DE ORIFICIO EN EL DANIEL Para extraer un orificio del Daniel, se deben seguir los siguientes pasos: • • • • • • • • • • •
Chequear que la válvula de alivio esté cerrada y abrir la válvula igualadora de presión. Abrir el espejo. Mover la manivela inferior para subir el carrier hasta que engrane con el piñón superior. Mover la manivela superior hasta que el carrier toque el tope de la cámara superior. Cerrar el espejo y la válvula igualadora Abrir la válvula de alivio y dejar despresurizar la cámara superior. Aflojar los tornillos de la barra de sello. SIN REMOVERLA AÚN DE SU POSICIÓN. Mover la manivela superior para empujar la barra de sello y el empaque hacia arriba. Esta operación aliviará cualquier presión remanente en la cámara superior. Remover la barra y el empaque, teniendo cuidado de no dañar éste último. Mover la manivela superior para sacar el carrier hasta que se desengrane del piñón. Finalmente, remover el orificio del carrier y luego del empaque.
NOTA: Para instalar la platina en el carrier, la cara “principal” de la platina (diámetro
interno y bisel) debe coincidir con los dientes del carrier y quedan aguas abajo.
3.8.1 MEDICION DE ACEITE Fluido Mtk (cm) * KteTk Agua(bls) Fluido(bls ) * (% BSW %Sdto) AceiteNeto(bls) Fluido(bls) Agua(bls) * Fv
Aceite total @ 14.7 psi y 60°F
3.8.2 MEDICION DE GAS Gas( MSCFD) K * ( Pest . 14.7) * Hw k Fb * Fpb * Ftb * Fg * Ftf * Fr * Y * Fpr * Fm * Ft '* Fa Donde: Fb: Factor de orificio (tabla) Y: Factor de expansión (Tabla) Fpb: Factor de presión base 14.7/Pb Fpr: Factor de Fg: Factor de Gravedad específica Supercompresibilidad (1/z)^0.5 SQRT(1/GE) Fm: Factor por manómetro (tabla) Ftf: Factor de temperatura de flujo Ft: Factor por localización del SQRT(520/(460 + Tf) medidor (tabla) Fr: Factor del número de Reynolds Fa: Contracción - expansión del (Tabla) orificio (despreciable)
3.9 ANALISIS DE LABORATORIO 3.9.1 Procedimiento para la determinación de la Gravedad API del crudo y productos del petróleo (según norma ASTM-D 287-92) 1. Tome una muestra de aceite, libre de agua y sólidos, viértala en una probeta de 1000 ml, evitando salpicaduras. 2. La probeta debe estar ubicada en un lugar exento de corrientes de aire para evitar los cambios en la temperatura. 3. Introduzca el termo-hidrómetro suavemente en la muestra hasta donde éste se sostenga por flotación. Cuando el termo-hidrómetro esté en reposo y la temperatura de la muestra sea constante, leer la gravedad API y la temperatura del fluido. 4. Con el valor de temperatura y gravedad API leído vaya a las tablas de corrección por temperatura y obtenga la gravedad API del fluido a 60 ºF. 5. En el caso de no disponer de un termo-hidrómetro se usa un hidrómetro y termómetro como dos instrumentos diferentes. 6. Una vez obtenida la gravedad API a 60 ºF, puede calcularse la gravedad específica del fluido a 60 ºF por medio de la siguiente ecuación:
Ge
141 .5
( API 131 5)
3.9 ANALISIS DE LABORATORIO 3.9.2 Procedimiento para determinar el contenido de agua y sedimentos en crudos por el método de la centrífuga (según norma ASTM-D 96-88) 1. Se toma una muestra homogénea y representativa del fluido, en una zanahoria de 100 ml, se vierten 50 ml de la muestra y se adiciona 50 ml de un solvente (Xileno, Tolueno, Varsol) a la zanahoria. (*opcional). 2. Agregar 0.2 ml de desemulsificante a la zanahoria y agitar para que el rompedor actúe y mejore la separación de la mezcla. 3. Llevar la zanahoria a la centrífuga y ubicarla en forma opuesta con otra zanahoria con 100 ml de muestra para que la centrífuga quede balanceada. 4. La muestra se centrifuga durante 10 minutos y se lee en la interfase agua-aceite el volumen de agua y sedimentos, se multiplica por dos ésta lectura y se reporta el resultado como el contenido de agua y sedimentos del fluido muestreado. Si la muestra es del 100%, se lee directamente el valor de la zanahoria.
3.9 ANALISIS DE LABORATORIO 3.9.3 Procedimiento para estimar el contenido de cloruros de una solución acuosa en partes por millón (ppm) 1. Se toma un mililitro del agua libre resultante de la muestra centrifugada y se vierte en un crisol. 2. Se agregan 3 gotas de indicador (K 2CrO4 Dicromato de Potasio) 3. Titular con una solución de Nitrato de Plata (AgNO 3) de una concentración 0.282 ó 0.0282 normal (1000 o 10000 ppm respectivamente) hasta que la muestra cambie de color amarillo a café rojizo, anotar el volumen de (AgNO 3). 4. Calcular la concentración de cloruros como ppm de Cl- en la muestra aplicando la siguiente fórmula: ppmCl (35450*Va * Na) / Vm
Va = Volumen de AgNO 3 usado en la titulación (ml) Na = Concentración normal de la solución de AgNO3 usada en la titulación Vm = Volumen de agua tomada como muestra para la titulación (ml).
3.9 ANALISIS DE LABORATORIO 3.9.4 DETERMINACIÓN DE pH
La acidez o basicidad de una muestra acuosa se determina por medio del método del papel tornasol (pH) por comparación directa luego de poner en contacto una gota de la muestra sobre la superficie del papel que tiene las bandas tornasoladas y contrastando el mismo con la escala que viene en la caja del papel.
4. PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS ESPECÍFICOS 4.1 ACID FLOW BACK: la finalidad es estimular el pozo reduciendo el daño de formación al remover el material que lo causa. GENERALIDADES • Ácidos orgánicos o inorgánicos. • El ácido genera vapores peligrosos y tiene componentes altamente inflamables (xileno). • El retorno del ácido se obtiene generalmente por Inyección de N2, con gas lift o con flujo natural. • Se debe recuperar el 100% del ácido, más un factor de seguridad. • Los sellos de válvulas y tubería se ven afectados por el ácido. • El tanque de recibo debe quedar lo más alejado posible del separador (según restricciones de tubería y de espacio) • El manejo de muestras debe hacerse con implementos de seguridad completos que incluyan máscara de gases y guantes para ácido. • El ácido se neutraliza directamente en el tanque agregando soda cáustica, lo cual implica otro elemento nocivo presente en la locación
4.1 ACID FLOW BACK Operación: - Se debe conocer el tipo de ácido inyectado y el volumen de fluido a recuperar. - Verificar que tanques van a recibir el ácido y cuales el fluido limpio. - Mantener niveles BAJOS en el separador. Evitar que el separador se llene. - Mantener presión mínima en el separador. - Disponer ácido en tanque asignado. Tomar pH y BSW regularmente. Continuar prueba hasta pH neutro. - Medir producción de fluidos cada media hora. Calcular ratas y acumulados. Cuando se tenga crudo limpio disponerlo en un tanque aparte. Se debe ir neutralizando el ácido continuamente. (LM-RC)
4.2 FRAC / SAND FLOW BACK GENERALIDADES - Se debe trabajar con equipos que resistan altos grados de abrasión. - Se debe usar tubería 1502 o especial para arena. - En tramos de máxima velocidad se deben usar target tee en lugar de codos convencionales. - Se debe verificar continuamente el estado del choke manifold evitando su taponamiento. - No usar separadores de prueba para recibir sólidos pues su instrumentación se dañaría rápidamente. - El arme de tubería debe tener el menor número de restricciones posible. - El manejo del tanque de arena se debe hacer con el mayor cuidado. Se puede generar espuma por aceite, o por componentes del fracturamiento (gel). - Tener cuidado al tomar muestras, pues la arena puede salir a presión y ser muy abrasiva.
4.3 PICKLING -
Consiste en inyectar un ácido (generalmente HCL) con el fin de limpiar la tubería de producción.
-
La disposición del equipo es la misma que en un acid flow back.
-
El ácido utilizado para estos trabajos es de más fácil manejo (no inflamable, neutralización rápida).
-
Es riesgoso cuando se realiza en pozos inyectores de gas.
- Cuando se realizan estas limpiezas con fluidos inflamables (gasolina, diesel), son sumamente riesgosas.
4.4 CLEAN UP -
Se realiza posterior a trabajos que impliquen presencia de contaminantes en los fluidos producidos, que no pueden ser enviados a estación.
-
Puede durar varios días, hasta semanas, el lograr las condiciones deseadas del pozo.
-
Se realiza siempre luego de un Flow Back
4.5 INYECCION DE N2 -
Se realiza swabbing con N2 generalmente en un Acid / Frac Flow Back.
- Para la inyección se utiliza Coiled Tubing. Al bajar se comienza a inyectar N2 a bajas tasas (300 pcm) desde cierta profundidad. - Cuando se llega a la máxima profundidad deseada (generalmente encima de las perforaciones) se incrementa la rata de inyección a un máximo (700-900 pcm) por un corto lapso de tiempo. - Luego se disminuye progresivamente la inyección verificando que la producción obtenida no caiga. - En superficie, el primer el primer flujo es a altas ratas, sin gas, lo que puede ocasionar que el separador se llene. Luego llega la primera bolsa de gas a alta P que debe ser controlada en el choke manifold.
4.6 FACILIDADES DE PRODUCCION TEMPRANAS Para realizar este tipo de pruebas, se debe realizar un diseño preliminar que tenga en cuenta los siguientes factores: - Área de la locación - Espacio disponible para equipos - Diseño que comprende el análisis de las etapas de control de flujo, separación, recibo y estabilización, quema de gas, y bombeo de fluidos.
4.7 NEUTRALIZACIÓN DE FLUIDOS ACIDOS Si el pH de una muestra tomada en la tanque escuadra es menor de 7 se procede a mezclar la Soda en el tanque escuadra, por medio de la inyección de aire o gas, utilizando la estructura de homogenización. El procedimiento es el siguiente: - Armar estructura. - Introducir y fijar la estructura dentro del tanque escuadra - Conectar suministro de aire o gas - Mezclar, tomando muestras constantemente hasta que el pH sea 7. - Si el pH es 7 se puede disponer el fluido para transporte. Análisis cuantitativo. Tomar muestra de fluido a neutralizar (100 ml ) en un Baker se titula con la solución de Soda preparada y se controla hasta que el pH sea neutro, con este dato de volumen titulante se realiza una regla de tres. 100 ml de muestra X ml de Soda Volumen a neutralizar (ml) Y ml Requeridos (1 Bbl = 158.760 ml)
4.8 MANEJO DE FLUIDOS ESPUMOSOS 1. Verificar presencia de espuma. Si la hay, debe instalarse inyección de antiespumante en cabeza del pozo (antes del choke Manifold). 2. Para una mejor manejo de la espuma, el separador debe presurizarse un poco y mantener los niveles bajos (probar combinación de nivel y presión para evitar el arrastre de espuma especialmente cuando se tiene quemadero). 3. Verificar el 100% del tiempo el nivel real en el GT (subirse a observarlo). Si la cantidad de espuma es crítica, se debe adicionar algún solvente (xileno, varsol, ACPM, gasolina etc.) rociándolo directamente en el compartimiento, para así tratar de romperla. 4. Si la capacidad se copa, se debe chocar o cerrar el pozo. En ningún caso de debe permitir un derrame.
4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO
1. GAS LIFT: Es uno de los más comunes. Cuando trabajamos en un pozo con gas lift se deben tener en cuenta las condiciones de inyección de gas y el setting de las válvulas de gas lift. Se debe tener en cuenta que la producción en estos pozos debe ser relativamente estable y el gas generalmente es recirculado a estación.
4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO 2. PCP: Es un sistema de bombeo mecánico por medio de tornillo el cual genera un flujo constante de producción de fluido con muy poco gas. La recepción de los fluidos generalmente no necesita separador.
4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO 3. BPZ: Es un sistema nuevo aplicado en PETROBRAS que consiste en bajar un completamiento de 3 tuberías concéntricas con 2 válvulas fijas. La idea es inyectar grandes cantidades de gas a través de los anulares formados y controlar el flujo con un Manifold de 3 válvulas automáticas en superficie, las cuales funcionan en ciclos constantes. La producción se reporta por ciclo. Se debe tener en cuenta el alto volumen de gas inyectado, lo cual genera presiones relativamente altas en superficie que deben ser manejadas cuidadosamente.
4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO 4. ESP: El sistema de bombeo electrosumergible consiste el la disposición de una bomba centrífuga y motores en fondo los cuales son alimentados desde superficie a través de un cable que va zunchado a la tubería de producción. Cuando se realizan pruebas de producción en pozos con este sistema de levantamiento, se debe tener en cuenta los altos caudales producidos, la formación de espuma, y el performance de la bomba, que permita controlar el pozo chocándolo. Además, debe tenerse la posibilidad de apagar la bomba por emergencia en cualquier momento de la operación.
4.9 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO 5. FLUJO NATURAL: Cuando se realicen pruebas en pozos con flujo natural debe tenerse en cuenta los datos de presiones de fondo, superficie y caudales. Las operaciones son de especial cuidado cuando la presión de cierre supera la capacidad de los equipos aguas abajo del choke Manifold. Entonces debe usarse un sistema de shut down, y la operación es de mucho más cuidado.
5. PROCEDIMIENTOS DE SEGURIDAD 5.1 RIESGOS
DESCRIPCIÓN
OBSERVACIONES
Elevación del nivel de líquido
Realizar mantenimiento correctivo a las válvulas Fisher. Si el problema ocurre durante la operación, enviar el fluido por el bypass hasta reparar la válvula o cambiarla y regular el nivel manualmente. No descuidar el nivel en los visores.
Disminución total del nivel de líquido
Regular el nivel de líquido del separador a una altura prudencial (no menor a un 20%), para evitar el paso de gas al gauge tank .
Fallas estructurales en el Gauge Tank
Cuando el pozo esté “bypaseado” al gauge tank , evitar caudales superiores a 100 psi, en el eventual caso pasar de inmediato el pozo al separador para evitar un rompimiento del tanque por alta presión, recuérdese que el gauge tank no está diseñado para soportar presión, es solo un recipiente de almacenamiento.
Ruido
Ubicar la planta de energía a los más alejada posible del set de well testing para evitar el constante y molesto ruido para el personal, el cual puede producir stress y limitaciones auditivas a mediano plazo.
Revisar los empaques y las roscas de los tubos antes de Derrame de crudo o escape ensamblar. En caso de que un empaque se encuentre en mal de gas por ausencia de estado, reemplazar inmediatamente. Ajustar correctamente las sello hidráulico uniones de golpe. En caso de que se encuentre una rosca defectuosa, no utilizar el tubo.
DESCRIPCIÓN
Válvula de bloqueo cerrada o cheque colocado al revés
OBSERVACIONES Antes de empezar la prueba debe revisarse que la válvula de bloqueo esté abierta. En el momento de pegar la tubería a la línea de producción general debe verificarse el sentido del cheque el cual debe hacer sello desde la línea de producción general hacia el separador y no al contrario
Salpicadura de esquirlas
Utilizar siempre gafas de protección y ningún auxiliar debe ubicarse de frente al martilleo.
Errores de operación en el Daniel
Instruirse en los pasos que deben seguirse para hacer un cambio de orificio, no operar en caso de que no se esté seguro.
Falta de capacidad de almacena-miento
Coordinar las operaciones con la persona encargada del carro-tanque para vaciar oportunamente el tanque para evitar reboses. En casos de emergencia cerrar el pozo. En caso de que se corra riesgo por falta de capacidad de la bomba de transferencia, parar la operación y cambiar la bomba
Válvula Fisher de control de presión cerrada y atascada y sistemas de emergencia no funcionan
Generalmente con pozos de baja presión se trabaja con la válvula Fisher de gas completamente abierta, pero en caso de que se cierre y se atasque se debe bypasear para reparar o reemplazar (si las condiciones lo permiten), de lo contrario detener la operación h asta solucionar el inconveniente.
Descontrol de la operación por fallas de la planta eléctrica
Generalmente ésta p osibilidad es muy rara ya que los pozos de baja presión se trabajan con la Fisher de gas completamente abierta, pero en caso extremo los sistemas de seguridad deberían responder sin problemas. Lo único que se recomienda es hacer un mantenimiento preventivo de éstos, hacer pruebas hidrostáticas y colocar en la dirección correcta el disco de ruptura.
5.2
QUE HACER EN CASO DE…
PROBLEMA
EFECTOS
SOLUCIÓN
El choke manifold se tapona por arenamiento
Pasar el fluido por el otro choque, aislar la línea con las válvulas de bypass, drenar el fluido y limpiar con una varilla Se interrumpe el flujo o algo similar. En caso de que se del pozo taponen los dos choques, informar al supervisor de la operadora, cerrar el pozo, desarmar los brazos y limpiar.
La bomba transferencia no capaz de manejar caudal del pozo caudal de succión mayor al caudal descarga)
Rebose del nivel del Informar al ingeniero de la operadora, gauge tank detener la prueba y cambiar la bomba
de es el (el es de
La planta de energía se apaga
Si hay problemas mecánicos, detener Se corta el suministro operación y cambiar por planta de de energía back up. Revisar fusibles y nivel de combustible
5.2
QUE HACER EN CASO DE…
PROBLEMA
EFECTOS
SOLUCIÓN
La válvula neumática de control de nivel se cierra y se atora
Elevación instantánea del nivel de líquido. Peligro de incendio o derrame en caso de que se tenga línea a tea. Elevación de los niveles de líquido en los separadores de la estación en caso de que se tenga un sistema de arreglo 2
Pasar el fluido por el bypass de la línea y controlar el nivel con la válvula (de b ypass) manualmente, mientras se repara la válvula o se cambia. No descuidar los niveles del fluido en los visores
Se suspende el suministro de aire de instrumentación
La válvula neumática de control de nivel se cierra y se llena el separador, la válvula de gas se abre y no regula la presión
Abrir la válvula de alimentación de gas del separador en el scrubber, mientras se repara la causa del daño, que puede ser por fallas en el compresor o por taponamiento de líneas
5.2
QUE HACER EN CASO DE…
PROBLEMA
El nivel de líquido es muy bajo o no se muestra nivel en los visores del separador
Se rompe un visor del separador o el empaque presenta filtración
EFECTOS
SOLUCIÓN
El gas empieza a salir por la línea de crudo hacia el gauge tank , generando concentraciones peligrosas de gas en la atmósfera
Si el problema es del compresor, proporcionar gas del separador para manejar los instrumentos, mientras se soluciona el daño o se reemplaza el compresor. Si el problema no es del compresor, los liners pueden estar taponados y se debe suministrar gas del separador mientras se limpian los liners con algún disolvente y con ayuda de un alambre. Si las válvulas están funcionando normalmente y no se observa nivel, verificar que las válvulas de los visores estén abiertas. En caso de que el problema persista, limpiar los visores con un disolvente para remover la obstrucción.
Se dispara la válvula de seguridad y se interrumpe la comunicación entre el separador y el visor. Hay fuga de fluido.
Si el empaque está roto (no tratar de ajustar los tornillos del visor porque puede estallar el vidrio) o si el vidrio está roto, se debe hacer el cambio respectivo cerrando las válvulas de comunicación, posteriormente drenando la presión acumulada y aflojando el visor para hacer el reemplazo
5.3 CONTROL DE DERRAMES 1. 2.
3.
4. 5. 6.
Ubicar la fuente del derrame e identificar rápidamente la forma de cortar el flujo. Contener el derrame con barreras o con canales que permitan desviar el fluido hacia alguna trampa (que puede ser un hueco cavado en el terreno) evitando que el crudo alcance fuentes de ignición o algún recurso hídrico. Si la magnitud y la gravedad del accidente lo amerita, detener de inmediato la operación e informar al supervisor encargado de la operadora, evacuar el área de peligro, restringir el acceso de personal innecesario, eliminar toda fuente de ignición y ubicarse siempre a favor del viento. En caso de que esté lloviendo y se presenta un derrame pequeño, se puede utilizar tela oleofílica para evitar que el agua esparza el crudo rápidamente. Recolectar el crudo y remover la capa superficial del suelo hasta reponer y restaurar el terreno de tal manera que no queden rastros de crudo. Reportar al coordinador de HSE de la empresa y al de la empresa operadora (si es estrictamente necesario).
5.5 PREVENCIÓN DE INCENDIOS Y PLANES DE CONTINGENCIA Clasificación de zonas de riesgo. Se han clasificado tres tipos diferentes de zonas dependiendo de la posibilidad de que ocurra una mezcla peligrosa de gases explosivos. Estas zonas son: • Zona 0. Área donde una mezcla explosiva de gas y aire
está continuamente presente por largos períodos. • Zona 1. Área donde es probable de que se forme una mezcla explosiva de gas y aire en una operación normal • Zona 2. Área donde una mezcla de gas y aire no es probable de que ocurra, y si ocurre, sólo existirá por un corto período de tiempo.
5.5 PROCEDIMIENTOS EN CASO DE INCENDIO •
¡¡¡OJO!!! No tratar de apagar el conato de incendio si no se conoce el manejo correcto de los extintores.
Procurar retirar los objetos que sirvan de combustible al fuego y tener siempre presente la ubicación de los extintores. • Si una persona se incendia la ropa, se recomienda no correr, arrojarse al suelo y dar vueltas sobre el cuerpo, los compañeros deben socorrerlo apagando el fuego con una cobija, mantas o telas gruesas. • En caso de conatos de incendio en equipos se debe ubicar la fuente del incendio, aislarla y hacer uso de los extintores. • Si deja de ser conato de incendio para convertirse en incendio como tal, debe retirarse de la fuente hasta una distancia segura y a favor del viento. Comunicarse de inmediato con la brigada de incendios de la estación y esperar a que éstos lleguen y empiecen a actuar. No tratar nunca de acercarse a cerrar válvulas o a apagar equipos (mucho menos si no se cuenta con el equipo de protección adecuada para permanecer en el área). •
5.6 PROCEDIMIENTO PARA EL MANEJO DE EXTINTORES • Tomar el extintor y llevarlo en posición vertical hasta el lugar • •
• •
del fuego. Retirar el pasador de seguridad. Agarrar firmemente la boquilla, apuntarla a la base del fuego y oprimir la palanca de descarga haciendo movimientos de abanico, empezando por el borde y avanzando hacia la parte posterior del fuego. Para evitar salpicaduras en el caso de líquidos confinados, se debe tener la precaución ubicarse a una distancia superior a dos o tres metros. Aún después de haber extinguido el fuego, se debe continuar descargando el extintor para prolongar el período de enfriamiento y evitar que pueda reavivarse la ignición. En caso de que haya un peligro inminente de explosión por conflagración en tanque confinados, se debe despejar el área inmediatamente.
