- Programa de Capacitación -Tareas -Tareas y Servicios de Producción.
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Programa de Capacitación Equipamiento de Producción
Programa de Capacitación Equipamiento de Producción.
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Programa de Capacitación Equipamiento de Producción
Programa de Capacitación Equipamiento de Producción.
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1.0 2.0 3.0 4.0 5.0 6.0 7.0 8.0 9.0 10.0 11.0
12.0 13.0 14.0
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21.0 22.0
Índice Árbol o Armadura Armadura de Producción. Producción. Equipamiento del Árbol de Producción Tubería o Cañería de Revestimiento (Casing) Válvula de Seguridad – Esclusa BOP Puente de Producción 5.1 Elementos Principales Cabeza Colgadora de Tubing 5.2 Cabeza Colgadora de Tubing con Complementos de Seguridad BOP – Ratigan Te Prensa o Caja Empaquetadora Te Prensa Tipo Hércules o Flexible Vástago de Bombeo 9.1 Grampas. 9.2 Crucetas Colgadoras. Presiones en Boca de Pozo 10.1 Prueba de Superficie. Superficie . Tubería de Producción (Tubing) 11.1 Limitaciones Limitaciones del Tubing. 11.2 Dimensiones y Capacidades del Tubing. 11.3 Tensión a Aplicar en el Tubing para fijar un Ancla. Alargamiento Alargamiento del Tubing en el Pozo Manipuleo de los Caños de Bombeo Anclas de Tensión Tensión D-2 o Compensadora Compensadora 14.1 Tipo de Ancla de Tensión. 14.2 Ancla D-2 Baker o Compensadora. 14.3 Ancla 14.3 Ancla D-2 Baker Baker o Compensadora Compensadora Para Asentar el Ancla. Ancla. 14.4 Ancla D-2 Baker o Compensadora. Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Catcher Para Desasentar Desasentar el Ancla. Ancla. 15.1 Ancla Baker Para Asentar el Ancla 15.2 Ancla Baker B Para Desasentar el Ancla 15.3 Ancla Baker B Desasentado de Emergencia 15.4 Ancla San Eloy 15.5 Ancla de Torque Packer Lok-Set 16.1 Packer Baker Lock-Set. 16.2 Packer con Tensión, Compresión o Neutro Fig. (17) 16.3 Maniobra para Desasentar el Packer Lok-Set. Presiones de Operación Cañerías Metálicas Prueba de Tubing Parafinas 19.1 Emulsiones. 19.2 Corrosión. 19.3 Petróleos Viscosos. Oleoductos - Funciones Cañerías No Metálicas
N° 1 - Equipamiento de Producción. 1. 0 Árbol o Armadura de Producción.
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A pesar de no formar generalmente parte del equipamiento del bombeo mecánico, el árbol árbol de produ producci cción ón es, es, en genera general,l, el primer primer eleme elemento nto de instal instalaci ación ón de seguridad con el que se completa la mayoría de los pozos cuando recién son perforados, intervenidos o reparados. Consta de una serie de válvulas, bridas y conect conectore oress que permit permiten en la circul circulaci ación ón contro controlad lada a de los los fluido fluidoss produ producid cidos os.. Normalmente, las características del pozo determinan el árbol de producción o surg surgen enci cia a que que se va a nece necesi sita tar. r. Exis Existe te una una gran gran vari varied edad ad de dise diseño ñoss y complejidades. complejidades. Pueden ir de unidades simples, tales como las usadas en aparatos de bombeo mecánico, que consisten en una simple caja prensa empaquetaduras, sin válvula, a árboles complejos con inclusión de numerosas válvulas maestras y válvulas laterales. Los factores que se toman en cuenta para el diseño de un equipamiento de producción son los siguientes: la presión, el medio ambiente y temperatura en superficie, los tipos de fluidos en producción (petróleo / gas), las condiciones condiciones del pozo, temperatura del o los fluidos y la economía. 2. 0 Equipamiento del Árbol de Producción o Surgencia (Xmas Tree) Los componentes básicos del árbol de producción, Figura (01) son: a) (2) Manómetro y Brida medición de Tapa. Tapa. Los Los indica indicador dores es de presió presión n permi permiten ten contro controlar lar las las presi presione oness del del pozo. pozo. Las presiones anulares o la presión del tubing y casing se miden con manómetros. b) (3) Válvula de Pistoneo. Pistoneo. Se utiliza para contener o cerrar la presión y permitir el acceso al pozo de las unidades a armar para trabajos con cables, tuberías t uberías continuas (coiled tubing), etc. c) (4) Te de Flujo (Cruz). (Cruz). La Te de flujo se utiliza para permitir que las herramientas puedan correrse en el pozo, mientras continúa la producción por la línea de flujo . d) (5) Válvula Lateral. Lateral. La válv válvul ula a late latera rall se util utiliz iza a para para cerr cerrar ar el pozo pozo en la mayo mayorr part parte e de las las operaciones de rutina. Son las más fáciles de reemplazar en caso de deterioro o lavadura de la misma. e) (6) Estrangulador . El estrangulador permite controlar la cantidad de flujo que el pozo produce . Al restringir el paso del fluido con un orificio, se genera una contrapresión o fricción extra en el sistema, lo que provee un método de control del caudal de flujo y de la presión del pozo. f) (7) Válvulas Maestras. Maestras. Las válvulas maestras son las válvulas principales principales de cierre. S encuentran abiertas durante la mayor parte del ciclo de vida del pozo y se utilizan lo menos posible, en especial la válvula maestra inferior. g) (8) Colgador de Tubing. Tubing. La canasta colgadora sostiene la columna de tubing, cierra el espacio anular del casing y permite la circulación hacia el árbol de producción. h) (9) Válvula de Casing. Casing. La válvula de casing permite el acceso al espacio anular, entre el tubing y el casing. i) (10) Colgador de Casing. Casing. La canasta colgadora (conjunto de cuña y empaque) sostiene y empaqueta la tubería de revestimiento dentro del carretel colgador. j) (11) Casing. Casing. Casing es una columna de cañería que evita el cierre del pozo por derrumbe e impide la comunicación entre distintas formaciones. k) (12 y 13) Tubing y Colgador de Tubing. Tubing.
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Se trata de una columna de cañería que contiene y permite el flujo del fluido que produce la formación. Nota: Debe tenerse extremo cuidado en no deteriorar el árbol de producción. Debe lubricarse regularmente. Un buen mantenimiento reduce las complicaciones que pudieran surgir durante el período de vida útil y cuando debe ser intervenido en tareas de producción o reemplazo. Componentes del Árbol de Producción o Surgencia (Xmas Tree) Figura (01) 2. Manómetro y Brida Medición de Tapa 3. Válvula de Pistoneo
7. Válvula Lateral 8. Estrangulador
4. Cruz 5. Válvula Maestra Superior 13. Adaptador de Colgador de Tubing 12. Carretel de Colgador de Tubing 11. Carretel de Cabeza de Casing
6. Válvula Maestra Inferior
9. Salidas Laterales de Espacios Anulares
10. Cabeza de Pozo
3. 0 Tubería o Cañería de Revestimiento (Casing) La tubería o cañería de revestimiento (casing) es normalmente una cañería de acero que se baja desde la superficie hasta distintas profundidades en el pozo. Se soporta desde la superficie, se cementa en el lugar y permanece hasta que se abandona el pozo. Constituye la primera línea de defensa del pozo contra: derrumbe, fugas del pozo, surgencia, pérdida de circulación, mezcla de los fluidos entre distintas o diferentes formaciones. Además, es la base para la instalación del equipamiento del pozo. El casing se presenta en diferentes diámetros. A su vez, cada medida corresponde a diferentes pesos y tipos de acero (grado). Los diferentes tamaños son necesarios para permitir un adecuado espacio (diámetro) interno de trabajo en el pozo. Asimismo, los distintos pesos y tamaños brindan a la tubería las resistencias adecuadas al aplastamiento (colapso), presión interna (reventón) temperatura y, a la tracción y otras propiedades necesarias para resistir las presiones del pozo y los fluidos de formación. 3. 1 Presión en el Casing. Las reglamentaciones ambientales no permiten el venteo de gas combustible, razón por la que las válvulas laterales deben permanecer indefectiblemente cerradas a la atmósfera. Para desalojar el gas del casing, la válvula que lo conecta
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con la línea de conducción debe permanecer abierta. Pero en el caso que la presión en la línea de conducción sea alta, como por ejemplo 50 kg/cm 2, esa será la presión a la que estará sometido el casing y consecuentemente las capas productoras, disminuyendo el aporte de líquido y aumentando la presión a nivel de la bomba. Para evitar estas situaciones es necesario mantener la presión anular en los valores más bajos posibles. En la Figura (02) se ilustra las distintas tuberías y componentes que pueden utilizarse durante la completación de un pozo perforado. Cañerías de Revestimiento de un Pozo Típico. Fig. (02)
Equipo de Perforación / Completación / Reparación / Pulling
Caño Conductor
Tubería Guía Tubería Intermedia
Tubing de Producción
Casing- Prod.Tie/Back Punzados
4. 0 Válvula de Seguridad / Esclusa o BOP. La esclusa de tubería es el constituyente básico del BOP o válvula de seguridad. Sin la colocación, prueba de hermeticidad y funcionamiento correcto de ésta válvula no se permite la operación o intervención bajo ningún concepto de equipo en el pozo. La confiabilidad y características de la esclusa (ariete) se debe en parte a la simplicidad y en parte al esfuerzo puesto en el diseño. El preventor de esclusa es un bloque de acero que se recorta de manera de adecuarse al tamaño de la tubería alrededor de la cual va a cerrarse. En el recorte que cierra la esclusa alrededor de la tubería, se encuentra una empaquetadura de caucho auto -
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alineable. Además, existe otro empaquetador de goma similar (sello superior) en la parte de arriba de la esclusa que sella la parte superior del alojamiento de la esclusa en el cuerpo del preventor y así bloquea la presión inferior del espacio anular (casing). Las normas establecen que los sistemas de BOP deben funcionar por sistema hidráulico. En caso de fallas en éste método, las esclusas deben estar equipadas además de un componente hidráulico de traba de esclusa y aseguradas también por sistemas alternativos de cierre manual o mecánico (volante). Figura (03) Válvula de Seguridad / Esclusa o BOP. Figura (03)
01. 02. 03. 05. 06. 07. 12. 13.
Descripción de Elementos Componentes de la Válvula Esclusa o BOP Cuerpo de Esclusa 15. Sello de Bonete Conjunto de Esclusa 16. Sello del Vástago Asiento de Sello Reemplazable 17. Empaquetadura Secundaria del Vástago Bisagras de Carga 18. Drenaje de Alivio Lubricador de Bisagra 19. Sellos del Pistón Camisa Reemplazable 20. Salidas Laterales de Ahogue Conexiones de Fluido 22. Tuercas de Bonete Asiento del Aro de Sello 24. Guías del Ram
5. 0 Puente de Producción. Para controlar la producción de un pozo, será necesario instalar el equipamiento que permita canalizar el flujo a través de un sistema de válvulas y conexiones que posibilite tomar mediciones y conectarlo con líneas de gas y petróleo. De acuerdo a los volúmenes y presiones de producción, se utilizan cañerías de conducción desde el interior del pozo a la superficie. Tales cañerías se denominan “tubings” y se apoyan o descansan en la cabeza de pozo o colgador instalado. Cuando se trata de un pozo que produce por el sistema de bombeo mecánico, las instalaciones en la boca de pozo, se denomina “Puente de Producción” y si se trata
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de un pozo surgente, ya sea de gas o petróleo, su nombre es “Armadura de Surgencia”. En la figura (04) se muestra un modelo de puente standard con captación de gas. Puente de Producción con Captación de Gas. Figura (04)
Te Prensa
Válvulas y Accesorios
Válvulas de Retención
BOP Ratigan
Válvula
Válvula
Válvula de Retención
Válvula
Cabeza Colgadora de Tubing
5.1 Elementos Principales Cabeza Colgadora de Tubing. En el extremo superior del casing se instala la cabeza colgadora de tubing, que en la mayoría de los casos es de tipo roscada. Puede ser también soldada y se utiliza cuando en la cementación de la cañería de aislación o casing existe mala vinculación y no se puede dejar a la altura requerida. La cabeza colgadora permite aislar el tubing del casing empaquetando el espacio anular y además posibilita asentar el tubing con tensión cuando se fijan herramientas como empaquetadores o anclas de tubing. Existen también, para utilizar en pozos de presiones altas, colgadoras que se montan con bridas de diferentes series, según los requerimientos, en base a la profundidad y presiones de operación. El cuerpo principal de la cabeza colgadora viene con dos salidas laterales opuestas y roscadas de 2”, que comunican el espacio anular o entre caños con el exterior. Una de las salidas está equipada con niple y válvula y que eventualmente permite conectar la línea de captación de baja presión, y la otra válvula, mediante el puente de producción se conecta a la línea de conducción. La cabeza colgadora de cuñas simple, se ilustra en la figura (05) y tiene los siguientes componentes: 5.2 Elementos Principales Cabeza Colgadora de Tubing con Complemento de Seguridad. En yacimientos donde pozos en producción potencialmente pueden surgir gas o petróleo por el casing, se puede instalar un adicional a la cabeza colgadora descripta, que es útil porque, además de ofrecer un alto grado de confianza, permite mover el tubing superior bajo presión, sin que se produzca surgencia de líquido. El cuerpo y el complemento superior tienen el mismo tipo y las mismas medidas de roscas y alojamientos, por lo que pueden agregarse los elementos de seguridad a cualquier cabeza colgadora solamente agregando a la existente, dos
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piezas complementarias, que son el alojamiento y la goma escurridora tal como se ilustra en la figura (06). El empaquetamiento o sello se produce porque la presión que pudiera existir entre columnas, se introducirá por el orificio de la goma escurridora y se expandirá ajustándola contra el tubing y el cuerpo complementario. Cabeza Colgadora de Tubing y Cabeza con Complemento de Seguridad. Figuras (05) y (06) 00
Cabeza Colgadora de Tubing DC-200 S Figura (05)
1) El Casing donde va Enroscada 2) Cuerpo Principal 3) Conexión de Salida Lateral 4) Espacio Anular 5) Cuñas Colgadoras de Tubing 6) Porta Cuñas Cónico 7) Medias Luna de Soporte 8) Gomas Empaquetadoras 9) Medias Lunas de Ajuste 10) Tuerca Corona (Tapa)
Cabeza Colgadora de Tubing DC200 D con Complemento de Seguridad - Figura (06)
11) Cuerpo Complementario 12) Goma Escurridora/ de Seguridad 13) Orificio 14) Interior de la Goma 15) Tubing
6.0 BOP – Ratigan. El ratigan, preventor de surgencia o válvula de seguridad, es uno de los elementos más importantes que componen el equipamiento del puente de producción y es el primer dispositivo instalado inmediatamente en el extremo superior del tubing. La función principal de esta válvula es cerrar el pozo frente a la necesidad de cambiar las empaquetaduras. Para ello, se ajustan los vástagos laterales que impulsan los tacos de goma que cierran contra el vástago de bombeo. De esta forma, el trabajo de cambiar las empaquetaduras del Te Prensa, no requiere la descarga previa de la presión del pozo. Terminada esta tarea, se debe abrir totalmente antes de poner el pozo en bombeo. En la figura (07) se muestra un despiece del dispositivo, donde se puede observar que en las gomas de arietes existe una cavidad circular para el cierre contra una superficie redonda. Este agujero tendrá un diámetro de 22 mm para vástago de 1 1/4” y de 30 mm para el de 1 1/2” como condición optima, pero el cierre se producirá aún sin nada adentro, como puede ser el caso de una pesca de vástago.
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BOP – Ratigan –Válvula de Seguridad. Figura (07) BOP – Ratigan –Válvula de Seguridad. Referencias 1 Cuerpo
2 Gomas
4 Vástagos 3 Tapa
Tapa
1 2 3 4
Cuerpo Gomas Tapas Vástagos
7.0 Te Prensa o Caja Empaquetadora. Se debe considerar que es el elemento sometido a mayor acción del conjunto, dado que su finalidad es empaquetar una pieza en constante movimiento (vástago), conteniendo el líquido y el gas que con determinada presión llega desde el interior del pozo. Instalado directamente sobre la BOP, ratigan o válvula de seguridad, se encuentra sometido a la fricción y ciclos del vástago, lo que requiere un especial cuidado en la selección del modelo, calidad de las gomas empaquetadoras y en su control y mantenimiento. En la figura (08) se observa el Te Prensa y sus componentes. Además, deberán tenerse presente las siguientes recomendaciones: a) Estado del Vástago Pulido. Si el vástago se encuentra picado, torcido, o descentrado, el sistema de empaquetamiento será deficiente, provocando reiteradas pérdidas y un alto consumo de empaquetaduras. Por lo tanto, es necesario un vástago en buen estado y un equipo correctamente centrado. b) Lubricación. Falta de lubricación destruye inmediatamente las empaquetaduras, esto puede ocurrir porque el pozo deja de producir, porque están muy ajustadas, o bien por falta de lubricante. c) Calidad de las Gomas. Existen de variada calidad y cuando se producen recambios frecuentes debe investigarse y/o analizar la composición de las gomas que se está utilizando, es conveniente disponer de diferentes durezas y preferentemente con intrusiones de algodón que aseguran mejor mantenimiento de la lubricación. 8.0 Te Prensa Tipo Hércules o Flexible.
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Está compuesto por un cuerpo principal maquinado que permite tres conexiones roscadas, una inferior ( ej: 27/8” 8RT) para conectar al tubing o a la BOP ratigan, y dos laterales opuestas; una ( 1” NPT) donde se coloca niple y válvula para toma de muestras o manómetro, la otra de 2” NPT que vinculará el puente, constituyendo la salida principal de la producción del pozo. Es el componente de la armadura que requiere mayor cuidado y mantenimiento (fig. 08) dado que si no funciona adecuadamente producirá pérdidas y derrames. Te Prensa o Caja Empaquetadora Tipo Hércules. Figura (08) Te Prensa o Caja Empaquetadora Tipo Hércules. 1) Vástago
8) Tornillo c/EX W 3/8” x 21/2”
2) Brida Superior 9) Goma/Tela Bonete
3) Brida con 1° Manguito
10) Alemite 1/8” Gas 4) Tornillo W 5/8” x 71/2” 11) Brida con 2° Manguito 5) Tornillo c/EX W 5/8” x 6” 12) Goma/Tela Bonete -Cono
6) Anillo Cierre Inferior
Cuerpo Principal Acero Fundido
7) NPT 1” 1 Vástago 2 Brida Superior 3 Brida con 1° Manguito 4 Tornillo W 5/8” x 71/2” 5 Tornillo c/EX W 5/8” x 6” 6 Anillo Cierre Inferior
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NPT 1” Tornillo c/EX W 3/8” x 21/2” Goma/Tela Bonete Alemite 1/8” Gas Brida con 2° Manguito Goma/Tela Bonete -Cono
8.1 Prensa Tipo YPF o Rígido. Los modelos tipo rígidos en sus versiones simple o doble, tienen buen rendimiento por su robustez. De existir desalineación se manifestaría más en el prematuro desgaste del vástago que en el propio te prensa. Como se ve en la figura (09), se compone de un cuerpo base o principal de similares características que el del Hércules ya descripto, en el que se aloja una arandela rellenándose el espacio con empaquetaduras especiales o bien con soga de amianto grafitado. Esto es ajustado por una corona que cierra a “espejo” con la base. En la sección superior se aloja un anillo base en el que descansan empaquetaduras de goma que serán ajustadas por dos segmentos metálicos y dos semi bujes de plomo empujados y presionados por la corona con asas tipo “U ” orejas de ajuste, (tapa).
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Para el tipo doble, esta pieza estará provista de una rosca superior. Para este último caso, el procedimiento correcto es utilizarla como empaquetador solamente la parte superior, porque la inferior, de no tener ratigan actuará como válvula de seguridad, de tal forma que, se operará sólo cuando se cambien las empaquetaduras de la parte superior, y se abrirá o desajustará nuevamente al poner el pozo en servicio. El ajuste debe hacerse con el prensa en operación y hasta que no pierda más, nunca se debe apretar al máximo. En algún caso en particular es posible maquinar las conexiones para permitir la colocación de alemites y poder lubricarse obteniéndose un rendimiento mayor. Te Prensa Doble Tipo YPF o Rígido. Figura (09) Te Prensa Doble Tipo YPF o Rígido Referencias 1 2 3
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1 2 3 4
Segmento de Metal Buje de Plomo Empaquetadura Goma Arandela Base Soga de Amianto Grafitado
9.0 Vástago de Bombeo. El vástago es la herramienta de la columna de producción que está sometida a los mayores esfuerzos cíclicos y aunque su tamaño aparenta ser grande, es un elemento altamente delicado y por consecuencia requiere cuidados especiales. Cualquier deformación de su geometría, producirá con seguridad una pesca. Para verificar la adecuada posición del vástago en todo su recorrido solo se puede hacer desmontando el conjunto empaquetador (te prensa) y quitando la arandela centralizadora que media de base obviamente teniendo la BOP ratigan abierta pues, sino ésta lo centralizará. • • • • • •
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Vástago Pulido Cuidados No Debe estar Picado ni Rayado En Servicio no debe Rozar con Ningún Metal No Debe Tocar la Cabeza de Mula mientras Bombea Debe Mantener Siempre una Película de Petróleo No se lo Debe Golpear ni Usar Llaves de Mordazas Debe Tener la Cupla de Seguridad en el Extremo Superior
•
Tocando el Vástago se pueden Detectar Golpes de Fluido o de Bomba
9.1 Grampas. Las grampas para vástago son elementos simples pero también requieren de ciertas consideraciones. Deben ser del tipo de dos bulones que permiten distribuir mejor la tensión sobre el vástago durante el apriete. Cualquier marca que deje en el vástago significará probablemente una pesca. La grampa es un elemento estandarizado y requiere del apriete con un torque correcto y medido con torquímetro, cuyo valor máximo recomendado es de 300 libras por pie. Recordar mayor torque implicará el daño y su posterior rotura. 9.2 Crucetas Colgadoras. La cruceta es el elemento que cuelga de las riendas o cables del estrobo, soporta o resiste toda la sarta de varillas y el peso de la columna de fluido durante el ciclo de bombeo y que se transmite a través del vástago y de la grampa. La cruceta siempre debe encontrarse perfectamente horizontal, para no torcer el vástago y desalinearlo. Viene provista de un seguro en el frente de la misma que debe estar colocado y en perfectas condiciones, evitando de esta forma la probabilidad que ante un agarre o golpe, se zafe el vástago de su posición normal. La no-alineación correcta del vástago sobre la cruceta obedece a que la grampa está fuera de línea o que se encuentra desnivelada con respecto a la cruceta. Cualquiera de las dos situaciones, producirá un efecto de flexión que culminará en la rotura por fatiga. 10.0 Presiones en Boca de Pozo. La presión de bombeo en superficie es un buen dato para determinar rápidamente si el pozo está produciendo normal y para la deducción de otras alternativas y/o posibilidades. a) Presión Normal. Indicaría que el pozo produce como lo hace habitualmente. b) Presión Alta. Podría deberse a obstrucción de la línea de conducción por parafinas o incrustaciones, a que la bomba de inyección de desemulsionante o de reductor de fricción no esté funcionando, calentador de línea apagado, etc. c) Presión Baja. Si la presión es baja o sin presión y el pozo produce, el primer paso será cerrar la válvula de casing al puente. Si la presión sube, la válvula de retención pierde. Si la presión no sube, es aleatorio, que se trate de una rotura en la línea de conducción. Comprobando que no exista, es asequible que haya una rotura en el tubing y su correcta comprobación es realizando una prueba de hermeticidad desde superficie. 10.1 Prueba de Superficie. Estas pruebas deben efectuarse cuando se sospecha de disminución en la producción efectiva del pozo. Si todo está normal no se justifica el tiempo ni el gasto que representa ocuparlo en ello. La primer decisión será saber cual es la presión de prueba a la que se someterá al pozo y por supuesto, conocer la presión máxima en condiciones de bombeo normal. De existir una pérdida de hermeticidad en el sistema, ésta debió ocurrir bajo esas condiciones de presión, por tal razón, no se justifica realizarla exigiendo altos valores de presión para su comprobación. Si el pozo bombeaba con 20 kg/cm 2, la prueba será suficiente presurizando con 30 kg/cm2. La operación de ensayo se realiza instalando un manómetro de 100 kg/cm 2 en la conexión de purga y cerrando la válvula de salida del tubing en el puente de producción y con el pozo en bombeo.
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Las lecturas de presión pueden resultar de acuerdo a las siguientes apreciaciones. En primer instancia si el pozo no tiene gas y es de alto porcentaje de agua se debe tener extremo cuidado porque puede acumular presión velozmente y superar la resistencia mecánica del puente con el peligro que ello significaría. a) Levanta Presión Lentamente. Es el caso de los pozos con gas y obtener una presión suficiente puede tomar un tiempo que puede llega a 45’ y principalmente porque se debe comprimirlo. Alcanzada la presión de prueba, si se mantiene sin variar durante mínimo 5’ indicará que todo estará bien; si baja lentamente y se detiene en valores superiores a la presión normal de bombeo, no habrá pérdida de producción, aunque, es probable que haya un problema de hermeticidad. Si baja rápidamente, se puede afirmar pérdida de tubing y en segundo lugar que ambas válvulas de la bomba se encuentren en malas condiciones y permitan la caída de presión. Si la disminución de presión es lenta, puede indicar pérdida en las válvulas de la bomba, sellos o en el tubing y probablemente en alguna cupla o conexión de la instalación, otra variable puede obedecer a escurrimiento por la luz de pistón y ayudado si la producción del pozo confirma alto porcentaje de agua libre o petróleo de características liviano. b) Levanta Presión Rápidamente. Es un pozo que bombea bien y sin gas. Una vez detenido el equipo la evolución de la presión indicará lo mismo que el caso anterior. c) No Levanta Presión. Puede resultar que existe una pérdida de tubing mayor o problema de bomba. Se debe verificar en forma urgente si no se trata de una pesca. En caso de no poderse definir la situación con el procedimiento anterior, se puede realizar el ensayo con una bomba de superficie, conectándola en el Puente de Producción y utilizando el mismo procedimiento para el diagnóstico o determinación. 11. 0 Tubería de Producción (Tubing) El tubing o columna de producción es la cañería a través de la cual permite conducir el fluido del pozo hasta la superficie. Es el principal contenedor de los fluidos producidos por el pozo. Protege al casing de la presión y de la corrosión. Por las características de operación, ésta cañería está sometida a esfuerzos de tracción, presión interna y externa (aplastamiento / colapso) y expuesta a desgastes químicos y físicos, rozamientos y fricción. Se fabrican sin costura, en diferentes grados de acero establecido por la tensión límite de fluencia expresada en libras/pulgadas cuadradas (presión / área). Las especificaciones del tubing de mayor utilidad en el campo petrolero corresponde al denominado 2 7/8” EUE 8RT – J –55 - 6.5 libras/pie y 3 1/2” EUE 8 RT J-55 - 9.0 libras/pie. Sus características y propiedades técnicas más importantes se detallan a continuación:
27/8”: EUE : J-55: 8 RT: 6.5 #/ft:
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Tubing EUE 8RT J-55 6.5 #/ft. Nomenclatura. Corresponde al Diámetro Externo. Indica Recalque Externo. Representa la Característica del Acero Es el Tipo de Rosca y que Además Tiene 8 Filetes Redondos por Pulgada. Determina el Peso.
Tubing EUE 8RT J-55 6.5 #/ft. Especificaciones. Tubing 27/8” EUE 8 RT J–55 6.5 #/ft. Especificaciones. Diámetro externo 2,875” (pulgadas) x 25,40 = 73,02 mm Diámetro externo (cupla / conexión EUE) 3,668” (pulgadas) x 25,40 = 93,16 mm Diámetro interno 2,441” (pulgadas) x 25,40 = 62,00 mm Peso Lineal (con cupla) 6,5#/ft (pie) x 1,48 = 9,6 kg. P/metro Capacidad 0,0325 pie3/ft = 0,0058 barriles/pie = Capacidad X 521,06 = 3,02 litros x metro Área Transversal 1,81 pulg2 = 11.7 cm2 Espesor 0,217” = 5,51 mm Grado de Acero J-55 3 Con un pie se llenan 30,77 pies de tubing 27/8” Con un barril se llenan 172,41 pies de tubing Límite presión interna 5.283 psi = 7.260 lbs/pulg2 Límite presión externa (colapso) 5.580 psi = 7.680 lbs/pulg2 Límite tracción (elástico) 99.660 lbs. X 0,4535 = 45.195 kg. Resistencia a la tracción (x 1000 lb.) 72 Torque óptimo 1.250 pie/lb. Nota: Por encima del límite de tracción (elástico) el tubing se deforma permanentemente.
Tubing. Tubing 31/2” EUE 8 RT J– 55 9.0 #/ft. Diámetro externo Diámetro externo (cupla) Diámetro interno Peso (con cupla) Capacidad Área Transversal Espesor Límite presión interna Límite presión externa (colapso) Límite tracción (elástico) Torque con Recalque
Especificaciones. 3,500” (pulgadas) =88.9 mm 4,500” (pulgadas) = 114.3 mm 2,992” (pulgadas) = 76 mm 9,0#/ft (pie) = 13.8 kg/metro 4,53 litros x metro 2,59 pulg2 = 16.7 cm2 0,254” = 6,45 mm 6.390 lbs/pulg2 6.560 lbs/pulg2 142.460 lbs. 2.280 libras/pie
Nota: Por encima del límite de tracción (elástico) el tubing se deforma 15sucesivamente1515.
11.1 Limitaciones del Tubing. Las normas API 5ª, 5AC y, 5AX regulan las condiciones para la fabricación de los caños tubings y para su clasificación se utilizan las siguientes denominaciones: J-55, C-75, N-80, P-105 y P-110 cuyas letras indican el grado de acero y sus términos numéricos, en miles de libras/pulgada cuadrada, el límite de fluencia del material. Por consiguiente, un tubing J-55 tendrá un límite de fluencia de 55.000 libras por pulgada cuadrada (psi), un C-75 = 75.000 psi y así sucesivamente. Las resistencias están asociadas además, a los valores límite, antes de deformarse, que pueden tolerar de presión interna y de tracción. En la siguiente tabla se indican los distintos ejemplos relacionados a los esfuerzos admisibles de un tubing 27/8” de acuerdo al grado de acero. Tubing – Esfuerzos Admisibles Tubing 27/8” J-55 Límite de Fluencia 55.000 psi Límite de Presión Interna 7.260 psi Límite de Presión Externa 7.680 psi Torque con Recalque 1.650 libras/pie Límite de Presión Elástico 99.660 libras
N-80 80.000 psi 10.570 psi 11.160 psi 2.300 libras/pie 144.960 libras
15
= 45.145 Kg.
= 65.667 Kg.
11.2 Dimensiones y Capacidades del Tubing. En las tablas adjunta se especifican datos frecuentemente necesarios para conocer, por ejemplo qué volumen de líquido anular puede contener por cada metro de longitud (capacidad) un tubings de diámetro 2 3/8” y 27/8” en casing de 51/2” y 7” de diámetro. Casing/Peso 51/2” 14 #/ft 51/2” 15.5 #/ft 51/2” 17 #/ft 7” 20 #/ft 7” 23 #/ft 7” 23 #/ft
Tubings Vs. Capacidad Espacio Anular Tubing Ø 23/8” Tubing Ø 27/8” Tubing Ø 31/2” 9.86 litros/metro 8.54 litros/metro 9.54 litros/metro 8.23 litros/metro 9.26 litros/metro 7.94 litros/metro 18.25 litros/metro 16.93 litros/metro 14.91 litros/metro 17.67 litros/metro 16.34 litros/metro 14.32 litros/metro 17.09 litros/metro 15.77 litros/metro 13.75 litros/metro
11.3 Tensión a Aplicar en el Tubing para fijar un Ancla. Estiramiento. El valor de estiramiento se calcula a partir de la Ley de Hooke, que relaciona los esfuerzos aplicados con las deformaciones producidas dentro de la zona elástica. Se define estiramiento elástico cuando al dejar de aplicar el esfuerzo desaparece y vuelve a su condición original. Esto ocurrirá en la medida que los esfuerzos aplicados no superen la tensión de fluencia y la carga límite a la tracción. Cuando el tubing se encuentra en el pozo, dinámicamente se produce un incremento de su longitud original por el peso de fluido que lo llena, cuya carga dependerá de la densidad del fluido que lo contiene. A medida que aumenta el porcentaje de agua del pozo, el efecto sobre el tubing incrementará la carga aplicada y consecuentemente sufrirá mayor elongación. También, cuando el pozo ingresa en producción y comienza a disminuir el nivel, se produce simultáneamente un efecto de flotación y de carga en el tubing y mayor estiramiento. La fórmula que permite calcularlo es la siguiente: Ley de Hooke Estiramiento del Tubing e= FxL ExA Siendo: e = Estiramiento. F = Fuerza de Tracción Aplicada. L = Longitud de la Cañería. E = Módulo de Elasticidad del Material. A = Área Transversal de la Sección Sometida De modo que:
al Esfuerzo.
para un Tubing 27/8” J-55 6.5 libras/pie, haciendo la conversión de unidades y resolviendo la ecuación anterior para expresar el estiramiento “e” en pulgadas, se tiene que: e = 0,22 x F (Miles de Libras) x L (Miles de Pies) de donde:
F = Es la tensión que se quiere aplicar (en miles de libras)
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L = Es la profundidad del Packer o Ancla (en miles de pies) E = Estiramiento del tubing (en pulgadas) correspondiente a la tensión F. Ejemplo: Concretamente, supongamos que se necesita asentar un Ancla con 16.300 libras de tensión a 6.750 pies, y se desea conocer que alargamiento sufrirá la cañería de características tubing 27/8” J-55 6.5 libras/pie que se dispone en el pozo. L= 6,75 F= 16,3 por lo tanto:
E = 0,22 x 6,75 x 16,3 = 24” (pulgadas) = 61 centímetros Es decir: que se debe estirar la columna de tubing 27/8” 24 pulgadas una vez asentado el Ancla, para obtener las 16.300 libras de tensión y que se deberá tener en cuenta en la boca de pozo. Ejemplos: En la tabla alguna se indica y ejemplifica en pulgadas el estiramiento que sufrirá el tubing en función de la profundidad y la tensión requerida para fijar un Ancla. Columna de Tubing 27/8” J-55 Tensión a Aplicar a la Columna Profundidad del Ancla Tensión Metros Pies (Libras) 4.500 13.870 1372 5.000 14.490 1524 5.000 16.170 1676 6.000 17.230 1829 6.500 18.420 1981
Estiramiento (Pulgadas) 14 16 19 22 26
La tensión será preferible medirla en pulgadas de estiramiento, para tomar en cuenta aumentos por fricción. Para el caso en que la armadura de la cabeza de pozo no cuente con las cuñas necesarias para fijar el ancla con tensión, se deberá utilizar únicamente Tubing Anchor D-2 o Tubing Catcher con punto débil para 40.000 libras. Estos deberán ser puestos en tensión de la siguiente forma: Una vez llegado con el Tubing Anchor a la profundidad prevista, se retira la BOP, se coloca un niple de maniobras ubicándose el centro de la última cupla de la tubería al nivel de la superficie de la brida, desde ese punto se bajará la distancia indicada en la columna “X” que corresponde a la profundidad de fijación del Tubing Anchor. Se girará la tubería hacia la izquierda de 2 1/2 a 3 1/2 vueltas hasta que las cuñas se asienten en el casing, tensándose luego la tubería la distancia indicada en la columna “Y” que corresponde, o sea 14” más desde el centro de la cupla sobre la superficie de la brida. Se colocará la mesa porta-cuñas y cuñas asentándose la cañería. Se desenrosca el niple de maniobras, se enrosca el colgador (Doughnut) y niple de maniobras, se retiran las cuñas y porta cuñas, asentándose el colgador, debiendo quedar la tubería con la tensión indicada en la columna expresada en libras. Es importante que las superficies cónicas se encuentren limpias y engrasadas para evitar inconvenientes y necesidad de aplicar mayor tensión al pretender desasentarlas. Además, en cada intervención con equipo es imperativo dejar constancia de la tensión con que se encontró asentada el ancla y la nueva tensión de fijación. En la tabla adjunta se indica referencias de medidas a tener en cuenta previo a las maniobras de fijación de un Ancla de Tensión, que luego deberán considerarse en las tareas de vinculación de la cañería durante el empaquetamiento final de la cabeza de pozo. Columna de Tubing 27/8” J-55 Tensión a Aplicar Previo al Armado Final de Cabeza de Pozo
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Ancla Profundidad Profundidad Metros Pies 1372 4.500 1524 5.000 1676 5.000 1829 6.000 1981 6.500
Distancias “X” (Pulgadas) 11 14 16 18 20
“Y” (Pulgadas) 25 28 30 32 34
Tensión (Libras) 9.800 11.000 12.200 13.000 13.900
Comportamiento de la Columna de Tubing en el Pozo. Figura (10)
Columna de Tubing Sin Anclar
B. Columna de Tbg Anclada
En la Figura (10) se muestra el comportamiento del tubing debido a la acción combinada de los acortamientos y alargamientos y su posterior solución mediante un ancla de tensión. A efectos de conocer su magnitud se enumeran los siguientes ejemplos correspondientes al tubing sin anclar: Ejemplo N° 1 Se puede ejemplificar indicando que, un pozo de 1.900 metros de profundidad, con nivel en la bomba y determinándose un punto cualquiera del tubing próximo a la bomba, se desplazaría por estos efectos alternativos aproximadamente 10 kilómetros por día. Este efecto de pozos mal anclados es indicativo de comprobar luego de una intervención o pesca y donde pueda detectarse numerosas cuplas de tubing completamente gastadas debido a excesivos rozamientos continuos contra el casing. Ejemplo N° 2 Imaginando un equipo que bombee a 10 golpes por minuto (GPM), la cupla del último caño puede recorrer 20 centímetros hacia arriba y 20 centímetros hacia abajo por cada ciclo. Como resultante, la cupla del ejemplo, fricciona contra el casing aproximadamente 28.000 veces por día y, sumando los recorridos •
•
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totalizarían 5.760 metros por día. Es la explicación por el cual las cuplas de tubing se observan gastadas durante una intervención y debido a la acción que la cañería no estaba debidamente anclada. 12.0 Alargamientos del Tubing en el Pozo. En la Figura (11) se puede observar las causas principales del alargamiento que se produce en la columna de tubing existente en el pozo. a) En “A” se indica la longitud del tubing antes de colocar el pozo en bombeo y con nivel de fluido alto. b) En “B” el nivel del pozo ha bajado y en consecuencia el tubing flota menos que antes, es decir, que su peso es mayor, consecuentemente se alargará. c) En “C” se observa el efecto del peso de fluido cuando el pozo se encuentra en bombeo y en carrera descendente, con la válvula de pie (S.V.) cerrada. En ese momento, toda la columna de fluido gravita sobre el tubing y, en consecuencia, éste también se alargará. Este alargamiento producido será tanto mayor cuanto más bajo se encuentre el nivel del fluido. En la carrera ascendente el tubing se acortará nuevamente, dependiendo la magnitud, en función del diámetro de la bomba de profundidad instalada en el pozo (a mayor diámetro, mayor será el acortamiento). d) En “D” se señala la suma de ambos alargamientos. e) Para evitar esos movimientos alternativos la solución es anclar el tubing “E” dándole una tensión que provocará un estiramiento igual al que se sometería la sarta sin anclar y, consecuentemente evitará todo el movimiento y estiramiento indicado. Alargamientos del Tubing en el Pozo. Figura (11)
Tubing Anclado
A
B
C
D
E
13.0 Manipuleo de los Caños de Bombeo. El tubing siempre debe descansar sobre superficies planas, el soporte aconsejado es la colocación de tres caballetes – tirantes de madera – ubicados en forma equidistante- En la carga y descarga es aconsejable practicarla con dos hombres abajo y dos sobre la superficie donde se desea manipular la cañería. Es mala práctica tirar el caño o dejarlo caer por una rampa o plano inclinado permitiendo que se golpee. La correcta operación de descarga se debe realizar acompañando el caño hasta apoyarlo sobre el caballete correspondiente. Nunca debe transportarse un tubing sin su guardarrosca en el extremo que no tiene cupla. a) Fallas y Roturas. Los tubings suelen presentar deficiencias cuyas causas se deben generalmente a desgastes y golpes durante la operación o haber superado los límites de trabajo
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admisibles establecidos, fundamentalmente, en caños usados o recuperados. Las consecuencias de trabajar con éste tipo de material puede ocasionar pérdidas de producción durante la operación hasta pescas de caños que luego representarán largas y costosas intervenciones de pulling. Algunas de esas situaciones que pueden ocasionar fallas y/o roturas que pueden detectarse son las siguientes: b) Desgaste de Cuplas. El desgaste de las cuplas se produce exclusivamente por la falta de anclaje de la columna de tubing. Además de anclar el tubing es recomendable bajar la columna agregando un niple de 10´ / 12´ en la parte superior, a efectos de cambiar la posición relativa de las cuplas con respecto al casing y preservarlo. c) Fisura Longitudinal. Si se detecta fisuras longitudinales por desgaste interior producidas por las cuplas de las varillas en el tubing se deberán reemplazar aquellos gastados y cambiar nuevamente la posición relativa de las cuplas de las barras con respecto a la columna de caños, modificando el orden de bajada o agregando un trozo de varilla sobre la bomba. Analizar siempre las causas y además, la conveniencia de utilizar centralizadores para varillas y/o reemplazar la columna de caños. Otras Causas. Otras fuentes que pueden producirse son el desacople de la rosca macho cuando la cupla está mecánicamente malgastada, desenrosque por falta de apriete o aplicación de torque inadecuado, rotura del cuerpo del caño a la altura del último filete de la rosca macho, cupla con exceso de torque, rotura de cuplas por fatiga iniciada en un golpe o marca de llaves, también por haberse superado las condiciones admisibles o limitaciones dinámicas propias del material. •
14.0 Anclas de Tensión. Un ancla es una herramienta que evita el movimiento del tubing dentro del pozo, pues lo vincula al casing manteniéndolo fijo en permanente tracción o impidiendo su movimiento. Su utilización reduce efizcamente los costos operativos al disminuir o eliminar excesivo y alternativo desgaste de las varillas, de los tubings y del casing. Permite que se produzca un incremento de la producción al mejorar la carrera efectiva de la bomba de profundidad. Si observamos la Fig. (12) que es la que corresponde a un pozo sin anclar, podemos ver que además, del daño a la cañería, el acortamiento del tubing provoca una disminución de la carrera efectiva del pistón, lo que disminuye el rendimiento volumétrico de la bomba. En “A” tenemos el tubing al final de la carrera descendente, el fluido es contenido sobre la válvula de pie, y en consecuencia el tubing está alargado. En “B” tenemos el tubing al final de la carrera ascendente, en estas condiciones parte de la carga del fluido se transmite a las varillas y el tubing se acorta. La carrera efectiva del pistón es igual al desplazamiento del pistón menos el acortamiento del tubing. Este comportamiento, en un pozo de 2.000 metros está en el orden de las 12”, lo que se deduce que, si se toma por ejemplo que la carrera del equipo en esas circunstancias fuese 74”, por el acortamiento que sufriría el tubing se reduce (en la bomba) a 62”, que representa una pérdida de eficiencia del 16% del volumen de fluido extraído. Efectos del Tubing sin Anclar y Pérdida de Eficiencia en la Bomba Figura (12)
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“B” Tubing al Final de la Carrera Ascendente El Peso del Fluido se Transmite a las Varillas Tubing Se Acorta “A” Tubing al Final de la Carrera Descendente Acortamiento
Fluido Contenido Sobre la Válvula de Pie Tubing Elongado
14.1. Tipo de Ancla de Tensión. Varios tipos de herramientas básicos han desarrollado la Industria para cubrir las diferentes exigencias de los pozos, a continuación se detallan las más importantes y conformando las que se conocen como: 14.2. Ancla D-2 Baker o Compensadora. Cuando en la carrera descendente del pistón, se produce el estiramiento de la cañería, las cuñas del ancla se desenganchan momentáneamente para permitir y acompañar el movimiento descendente del caño y durante la carrera ascendente, las cuñas se sujetan inmediatamente contra el casing manteniendo la tensión alcanzada en la carrera anterior. Ese trabajo mecánico permitió denominarla “compensadora” donde, la cañería puede absorber por si misma y compensar cualquier cambio en las condiciones dinámicas del pozo que requiera tensión adicional en la columna. 14.3. Ancla D-2 Baker o Compensadora. Para Asentar el Ancla. Se baja al pozo con los bloques de arrastre (6) en la parte de abajo. Los bloques tienen por objeto no dejar girar el cono (3) en las operaciones de asentado y desasentado. Al llegar a la profundidad de fijación, se gira el tubing bajando, 3 vueltas a la izquierda enroscando de esta forma a la tuerca del cuerpo (5) que sujeta el anillo de seguridad (4) y arrastra al cono (3) hacia arriba, abriendo las cuñas y fijándolas contra el casing. Una vez fijadas las cuñas deberá darse al tubing la tensión correspondiente de acuerdo con las tablas de fijación. 14.4. Ancla D-2 Baker o Compensadora. Para Desasentar el Ancla. Para desasentar, primero debe aflojarse la tensión, hasta tener solo el peso de la cañería en el indicador o Martín Decker del equipo y girar hacia la derecha. Al realizar ésta rotación hacia la derecha al tubing, la tuerca del cuerpo se desenrosca, liberando la tensión del cono contra las cuñas. Ancla D-2 Baker o Compensadora. Figura (13)
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Ancla D-2 Baker o Compensadora. Referencias 1 2 3 4 5
6 7 8
1 2 3 4 5 6 7 8
Resorte Cuña Cono Anillo de Seguridad Tuerca del Cuerpo Bloque de Arrastre Resorte de Bloque de Arrastre Cuerpo
14.5. Ancla D-2 Baker o Compensadora. Desasentado de Emergencia del Ancla. Si por cualquier razón no es posible girar el cono (3) hacia abajo para aflojar las cuñas (2); dando un tirón se podrá romper el anillo de seguridad (4) con lo que los bloques de arrastre (6) junto con el cono (3) bajarán lo suficiente como para permitir a las cuñas desasentarse. El anillo de seguridad de que están provistas las anclas Baker D-2 rompe con 40,000 libras de tensión, es decir que para fragmentarlo habrá que tirar con 40.000 libras sobre el peso. Estas anclas una vez asentadas fijarían automáticamente el tubing en la posición de máximo alargamiento, por lo que este tipo de ancla no necesitaría ser pretensada. 15.0. Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher. En la figura (14) se puede ver un corte del Catcher en posición desasentada, con la indicación de los componentes más importantes. Las cuñas tienen los dientes en dos direcciones para evitar ambos movimientos, hacia abajo y hacia arriba, en caso de rotura del tubing, el Catcher impedirá la caída de la columna, facilitando las operaciones de pesca. En cambio en el Ancla D-2, el único movimiento que se impide es el movimiento hacia arriba, por lo que en una pesca de tubing el ancla conjuntamente con la sarta caerá al fondo del pozo. Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Figura (14)
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Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Referencias
1 2 3 4 5 6
Cuerpo Cono Superior Centralizador Cuña Cono Superior Pernos de Seguridad
15.1 Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Para Asentar el Ancla. El ancla se baja al pozo con los extremos libres de los centralizadores hacia abajo. Estos centralizadores que tienen la misma función que los bloques de arrastre del Ancla D-2, están sujetos por la parte superior, para evitar en caso de rotura que se enganchen en el casing al ser sacado el Catcher del pozo. Al llegar el ancla a la profundidad de asentamiento, hay que rotar el tubing hacia la izquierda de 5 a 8 vueltas. Con esta operación, los conos inferiores (5) y superior (2) enroscarán, empujando a las cuñas (4) contra el casing. Una vez que las cuñas se aferran al casing se deberá dar la tensión que corresponde a esa profundidad. Aflojar la tensión y siempre manteniendo la cañería con torque hacia la izquierda y dar alternativamente tensión y bajar un peso igual varias veces a fin de asentar firmemente las cuñas. Aflojar el torque y aplicar la tensión que corresponde para esa profundidad. 15.2 Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Para Desasentar el Ancla. Se afloja la tensión y se aplica un poco de peso. Se gira el tubing 5 a 8 vueltas hacia la derecha, con lo que el cono inferior y superior se desenroscarán liberando a las cuñas. Luego y para aflojar del todo las cuñas se levanta y baja algunos pies el tubing dos o tres veces, al mismo tiempo que se rota hacia la derecha. Realizando esta operación,
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el ancla está en condiciones para ser sacada del pozo, al hacerlo hay que tener cuidado de evitar todo giro a la izquierda que podría asentarla nuevamente. 15.3 Ancla Baker B-3 o Tubing Anchor Catcher Desasentado de Emergencia del Ancla. De resultar imposible desasentar el ancla de acuerdo al método indicado anteriormente, con un impulso o tirón del tubing podrán romper o fragmentar los pernos de seguridad (6) con lo que el cono inferior (5) se deslizará hacia abajo permitiendo a la cuña (4) hacer lo mismo, liberando de esta forma el ancla. Los pernos de seguridad se rompen aplicando una tensión de 40.000 libras sobre el peso. El total es de ocho pernos que soportan 5.000 libras cada uno. Recomendaciones. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla y nunca manipular la misma tomándola de los flejes pues, por estar éstos sujetos en sólo uno de los extremos, el importante brazo de palanca que se crea, al tomar la herramienta por los mismos, puede ocasionar una deformación e inconvenientes en su bajada al pozo. Para evitar que las mordazas rocen el casing y se desafilen antes de llegar al fondo, es recomendable dar una vuelta a la cañería a la derecha cada 5 o 10 tiros durante la bajada. En las operaciones de fijar y librar el ancla utilizar llaves manuales. No fijar el ancla en correspondencia con los punzados o sobre tramos de cañería libre de cemento. No ajustar las cuplas del ancla, pues las mismas se enroscan con su correspondiente torque previo a la entrega. El ancla se debe instalar lo más próximo a la bomba. Si la instalación es con bomba insertable, el ancla podrá ubicarse por arriba o por debajo de la bomba, tratando de no dejar caños de cola. En cada intervención de tubing deberá indicarse en un formulario, el valor de la fuerza con que se fijó o libró el ancla y el estiramiento que sufrió mediante cálculo la tubería. Una vez fijada el ancla, se libra la torsión aplicada, se tensiona todo e peso de tubing y se tracciona la tubería. Es importante siempre calcular correctamente la fuerza que se debe aplicar en superficie, con el equipo de pulling, para transmitir la tracción necesaria al tubing que contiene el ancla. Si durante la operación de fijación se llegara a perder la torsión de la tubería, se continuará girando hasta lograr nuevamente la torsión necesaria, repitiendo luego la operación. Si el tubing que se baja al pozo se está probando por pérdidas, hay que tener en cuenta que el peso del agua que hay en su interior ya está produciendo un esfuerzo sobre la columna, por lo que el valor de la fuerza calculada para una operación normal, hay que restarle el peso del fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivel de fluido del pozo en el momento de la operación (nivel estático). Recordar que para librar el ancla se aplica peso ligeramente y se gira el tubing entre 5 y 8 vueltas a la derecha. Luego que las mordazas se retraen, se mueve el ancla alternativamente hacia arriba y hacia abajo hasta eliminar el torque. Repitiendo ésta operación se eleva la cañería evitando todo movimiento a la izquierda que pueda desplazar nuevamente las cuñas. Se aconseja rotar a la derecha ocasionalmente mientras se saca la herramienta. • •
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15.4 Ancla San Eloy De características y modo de operación similar a lo indicado para el Ancla D-2 Baker o Compensadora. Se adjunta modelo y sus referencias en la siguiente figura (15) Ancla San Eloy
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Figura (15) Ancla San Eloy Referencias
1 2 3 4 5 6 7 8 9
Cabezal Superior O´ring Mandril Camisa Porta Block Anillo Traba Blocks Block de Arrastre Resorte de Arrastre Prisionero Tornillo Tope Camisa
10 11 12 13 14 15 16 17
Cono Superior Mordaza Resorte Mordazas Cono Inferior Camisa Porta Pines Pin de corte Anillo de Fricción Cabezal Inferior
15.5 Ancla de Torque. Descripción y Operación. Este dispositivo por su sencilla forma, disposición y accionamiento es un complemento para ser utilizado en pozos donde se debe bajar una bomba de tipo P.C.P. Este dispositivo colocado debajo de la instalación de la P.C.P. trabaja de manera tal que si la bomba transmitiera un giro en sentido horario, factible de desenroscar algún tubing y otra conexión del sistema, se activa aprisionando sus mordazas con las paredes interiores del casing. De esta manera se asegura la firme sujeción de la tubería sin impedir los movimientos hacia arriba o hacia abajo, como así tampoco el giro anti horario. Su versatilidad permite su normal desplazamiento para ser bajada y sacada sin tener que recurrir a sistemas mecánicos o hidráulicos de fijación, ya que actúa solamente si es necesario. Colocación. Para ser colocado dentro del casing sólo se deben apretar las mordazas con las manos e introducir en el interior del mismo. En el extremo superior se encuentra una rosca hembra para ser unida al niple de paro o alguna otra prolongación, y en el extremo inferior tiene una rosca macho para enroscar a un filtro, tubo de cola o cualquier otra conexión.
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Ancla de Torque - Datos Técnicos Código -
Descripción Ancla Torque Ancla Torque
Mordazas 4 5
Código -
Descripción Cuerpo Buje Portamordazas Mordaza Resorte Torsión Tornillo 5/16” W allen
Rosca Inf. Pin 27/8” EUE 31/2” EUE
Rosca Sup. Box 27/8” EUE 31/2” EUE
Ø Casing 51/2” 7”
Ancla de Torque – de 51/2” - Despiece Cantidad 1 2 4 4 8
Material SAE –1040/45 SAE –1040/45 SAE -8620 INOX Grado 8.8.
Trat. Térmico -
Dureza -
Cement-Templado -
60/65HRC -
Ancla de Torque – de 7” - Despiece Código -
Descripción Cuerpo Buje Portamordazas Mordaza Resorte Torsión Tornillo 5/16” W allen
Cantidad 1 2 5 5 10
Material SAE –1040/45 SAE –1040/45 SAE -8620 INOX Grado 8.8.
Trat. Térmico -
Dureza -
Cement-Templado -
60/65HRC -
Ancla de Torque para Bomba P.C.P. - Figura (16)
Ancla de Torque Disposición de Conjunto de Bomba P.C.P. y Ancla de Torque Instalada en el pozo
16.0 Packer de Producción. El Packer de producción es una herramienta provista de empaquetaduras de goma que se utiliza para aislar una sección determinada de un pozo. Principalmente su uso es para aislar zonas acuíferas, o para producir una formación surgente de petróleo o gas. El Packer de referencia se puede ver en la figura (16) y está provisto de doble juego de gomas y de cuñas lo que permite mantenerlo y utilizarlo indistintamente en posición de tensión, compresión o neutro.
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Packer Baker Lock- Set Figura (17) Packer Baker Lock-Set Referencias
1 Mandril
2 Gomas Empaquetadoras 3 Cuñas
4 Bloques de Arrastre 1 2 3 4
Mandril Gomas Empaquetadoras Cuñas Bloques de Arrastre
16.1 Packer Baker Lock-Set. Modo de Operarlo Para Asentar el Packer. Antes de bajar el Packer al pozo, debe darse varias vueltas hacia la izquierda al conjunto de bloques de arrastre para asegurarse que funciona correctamente. El Packer siempre se baja al pozo con los bloques de arrastre hacia abajo (gomas arriba) hasta la profundidad de asentamiento. En la figura (17) se indica la posición de las partes móviles mientras es bajado al pozo. Al llegar a la profundidad indicada, deberá girarse el tubing a la derecha 3 o 4 vueltas al mismo tiempo que se sigue descendiendo lo más lentamente posible. De ésta forma, el mandril (b) bajará enroscándose en el anillo roscado expandible (a), que empuja al cono (c) hacia arriba, empujando a las cuñas exteriores (e) hacia el casing (II). En éste punto y tirando con 10.000 libras sobre el peso se encastran fuertemente las cuñas inferiores (e) contra el casing. 16.2 Packer con Tensión, Compresión o Neutro Fig. (18) Si se quiere dejar el Packer en tensión, deberá darse en lugar de las 10.000 libras, una tensión mayor a la que va a quedar el Packer una vez asentado. Aplicando a continuación 5.000 libras de peso sobre el Packer, es decir bajando el tubing hasta que el indicador de tensión indique 5.000 libras menos que el peso total del tubing, el mandril empujará a los conos superiores (d) hacia abajo, con lo que las cuñas se afirman contra el casing, al mismo tiempo el mandril desliza a través del anillo roscado expandible comprimiendo así las gomas empaquetadoras hasta que se obtiene un sello perfecto Fig. (17) IV. De ésta forma el Packer está listo para dejarlo operando en
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compresión, tensión o neutro. En el caso de que el Packer bajado al pozo sea puesto en bombeo después de asentado el Packer, se recomienda que éste sea dejado con la misma tensión con que se dejaría un ancla de tensión a esa profundidad, se evita así el roce de las cuplas del tubing contra el casing cuando el pozo está en operación. 16.3 Maniobra para Desasentar el Packer Lok-Set. Para desasentar el Packer, hay que darle al tubing una tensión de 3.000 libras sobre el peso y girar el tubing hacia la derecha, esto abrirá un by-pass que igualará o ecualizará las presiones arriba y debajo de las cuñas empaquetadoras (g), desenroscará el anillo roscado expandible (a) permitiendo que se liberen las cuñas inferior y superior y se afloje el sello de las gomas contra el casing, dejando al Packer libre para ser sacado del pozo (V). Por precaución girar unas vueltas al tubing hacia la derecha mientras se va sacando para asegurarse que las cuñas se han retraído totalmente. Packer Baker Lock-Set Modo de Operar el Packer Figura (18) Packer Baker Lock-Set Modo de Operar el Packer Referencias
b
g d f e c a a= Anillo Roscado Expandibl e
I
II
III
IV
V
17.0 Presiones de Operación. Recordando el principio de Pascal, se determina que la presión es el resultado del cociente de la fuerza sobre el área por lo que la unidad e presión será el kg/cm 2, la libra/pulg 2 etc. Con un simple pasaje de términos se podrá deducir que la fuerza es igual a la presión por el área o superficie y en consecuencia cuanto menos presión se tenga en el puente de producción, menor será la carga a la que estará sometida la bomba y consecuentemente todo el sistema o conjunto de bombeo. a) Presión durante el Bombeo. Considerando el concepto anterior, en todos los casos, para calcular la presión, se tendrá la profundidad de la bomba y por razones de seguridad se asume el nivel en el fondo y el fluido de densidad 1. En tales condiciones la presión que se tiene en el fondo del pozo sobre la bomba, será igual (aplicando una fórmula práctica) a la
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profundidad en metros (L) dividido 10, expresado en kg/cm 2, más la presión de la línea de conducción. Presión = kg/cm2 =
L (metros) 10
Ejemplo:
Se desea conocer cual será la presión en el fondo del pozo de 1900 metros de profundidad y consecuentemente sobre la bomba asumiendo fluido de densidad o peso específico (Pe) = 1 y presión manométrica de 4 kg/cm 2 en la línea de conducción. Presión = kg/cm2 =
1900
= 190 kg/cm2 + 4 kg/cm2 (línea) = 194 kg/cm2
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b) Presión en la Bomba. El funcionamiento de la bomba, hace que en la carrera ascendente la presión esté aplicada sobre el pistón de la bomba, (es decir “colgada” en las varillas) y en la carrera descendente se ejerce sobre la válvula de pié o lo que es lo mismo, sobre el tubing. Teniendo en cuenta que las bombas de profundidad tienen determinada “luz” entre el pistón y el barril, es fácil imaginarse que a mayor presión sobre el pistón, mayor será la pérdida por escurrimiento. Por esas razones y otras como la facilidad de apertura de las válvulas de la bomba, debe considerarse de bombear con la menor presión posible para obtener máxima eficiencia en la extracción. 18.0 Cañerías Presiones – Pérdidas de Carga. Un líquido que se mueve dentro de una cañería de conducción, obedece a fenómenos hidrodinámicos, que si bien en función de las diferencias de altura guardan una relación con los valores hidrostáticos, actúan además otros factores físicos que tienen relación directa con los diámetros de la cañería, las características de la misma, las condiciones del fluido y los caudales que se manejan. Por lo tanto es importante separar los conceptos de hidrostática e hidrodinámica. Recordar que un fluido en reposo, dentro de una cañería y al mismo nivel, tendrá siempre la misma presión en todos sus lugares y, para que pueda movilizarse, deberá tener una diferencia de presión entre sus extremos, de tal manera que su dirección será de mayor presión a menor presión. Cuando en determinadas ocasiones se aplica presión en un extremo de la cañería y sin embargo el fluido no se mueve porque no se desplaza al otro extremo, el motivo probablemente sea, que se trata de una línea con petróleos fríos y viscosos o una fuerte restricción por deposición de parafinas u otras incrustaciones. Para solucionar ese problema, como primer intento se deberá aplicar mayor presión en el extremo y en muchas oportunidades el fluido reiniciará su desplazamiento. Si se pudiera verificar qué ocurrió en el primer intento donde el líquido no salía por el extremo opuesto al que se aplicaba la presión, se vería que en algún punto previo a la salida, la presión era cero, por lo tanto, en ese momento, entre ese punto y la salida no existía ninguna posibilidad de movimiento porque, no había diferencia de presión con el extremo, pero dónde se quedó la presión aplicada en principio? y porqué, al aplicar más presión en el extremo, se produjo el movimiento del fluido.? Toda energía aplicada en forma de presión se fue perdiendo en el tramo de la cañería, debido a las resistencias al movimiento que se producían. Al movimiento de los fluidos se oponían, por la fricción contra la cañería, la fricción interna del mismo líquido por condiciones de
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rugosidad, longitud, diámetro, caudal, viscosidad, etc. A todos esos efectos se los puede denominar “pérdida de carga” y cuando la presión aplicada en un extremo superó la pérdida de carga, el fluido se movilizó porque existió diferencia de presión suficiente entre ambos extremos. Los cambios geométricos en el interior de los conductos, como conexiones, tes, codos, válvulas, etc., incrementan fuertemente las pérdidas de cargas. a) Presiones Críticas – Fricción. La fricción producida por el rozamiento entre los fluidos y la cañería y entre los diferentes planos del mismo fluido, está directamente relacionado con el tipo de líquido o gas transportado, su condición de monofásico, bifásico, o trifásico (cuanto más fases mayor complejidad), y fundamentalmente por la viscosidad de los líquidos que hará variar en gran medida el valor de la fricción. Por ejemplo, no es lo mismo bombear melaza que agua, aunque no se cambie ninguna condición en el sistema no hay duda de los mayores requerimientos de presión en la bomba para desplazar el primero indicado. Normalmente en los yacimientos se utiliza un diámetro idéntico de cañerías para todos los ductos y en esas condiciones se producen inconvenientes por “presiones críticas”, es decir presiones anormales altas que pueden ocasionar problemas en la línea, empaquetaduras, te prensas o en cualquier otro elemento del complejo sistema de bombeo mecánico. Esto es así, porque hay variaciones en las condiciones de los fluidos que se manejan, o porque se está produciendo una disminución en el pasaje de los mismos por la línea, restricciones que frecuentemente son motivadas por altas viscosidades, deposiciones de parafinas o incrustaciones salinas. Los límites de la presión a aplicar no se pueden indicar para todos los casos, porque dependerán de las condiciones de la cañería de conducción, el tipo y bajo que condición se bombea, en consecuencia, la elección de la presión máxima a aplicar en determinada línea debe ser estudiada, conocer qué elementos se están manejando, la experiencia que existe en similares circunstancias y sobretodo, tener presente lo recomendado por las normas, para no asumir riesgos que impliquen peligro, integridad y seguridad física de las personas y equipos. b) Problemas en el Bombeo. Los problemas en el bombeo se originan en la mayoría de los casos en las presiones altas para los desplazamientos de los fluidos. Si el valor de la presión de bombeo se ha incrementado, es probable que también hayan variado las condiciones del líquido que se bombea. Los motivos que producen esa variación de presión se enumeran en la siguiente lista: 1° Aumento de Viscosidad. a) Formación de emulsiones que incrementa la viscosidad. b) Aumento de la viscosidad del petróleo. c) Disminución del porcentaje de agua en el contenido. d) Merma de temperatura por menor caudal. e) Menor temperatura por problemas en los calentadores. 2° Restricción en la Cañería. a) Deposición de parafinas en las paredes del caño. b) Incorporación de accesorios, codos o válvulas en la línea. c) Existencia de celdas o incrustaciones bacterianas. d) Precipitación de sales de carbonato de calcio en la cañería. c) Pruebas de Hermeticidad – Desparafinación. La mayoría de las operaciones de desparafinación o pruebas de hermeticidad se desarrollan bajo condiciones de presión elevada, lo que significa una situación de alto riesgo por la probabilidad potencial de accidentes o derrames. A efectos de prevenirlos debe conocerse las características, esfuerzos admisibles y presiones máximas que pueden soportar los elementos que componen la instalación, por ejemplo, el puente de
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producción, líneas de conducción, el sistema de fondo (bomba de profundidad, tubing, niples, accesorios, válvulas, etc.). Para un manejo adecuado, los fabricantes proveen información en tablas, gráficos y cuadros que especifican las condiciones óptimas y límites de trabajo en función de espesores, material, grado de acero, etc. Esta información corresponde a materiales nuevos y que operativamente deberá considerarse su disminución mecánica por desgaste, corrosión, etc, que haya podido haber afectado su resistencia original. d) Características de Caños Metálicos. A continuación se presentan algunas de las normas internacionales que regulan la construcción, presión de prueba y uso de los caños para conducción. API 5L Esta especificación API se aplica a tubos para la conducción de fluidos, especialmente hidrocarburos, como también para gas natural. Los caños se pueden presentar con extremos lisos, con bisel para soldar y roscados con cuplas y rosca, de peso standard, extra-pesados y especiales y en diferentes grados de acero. ASTM-53 Esta norma se aplica a productos tubulares utilizados para conducción en general de fluidos. Pueden ser tubos sin costura, en grados A y B, en diferentes dimensiones y pesos. ASTMA-106 Se identifican con esta norma los tubos sin costura para la conducción de fluidos a alta temperatura. Fabricados en grado A, B y C. Es frecuente utilizar como línea de conducción caños con extremos roscados, que, bajo la norma API 5 L, se construyen en grado A-25. “A”, y “B”. En la siguiente tabla, se indica sus principales características para diferentes diámetros. Caños Roscados Caño Ø Nominal Pulg. 2” 21/2” 3” 31/2” 4
Caño Ø Exterior mm 60.3 73.0 88.9 101.6 114.3
Caño Espesor Mm 3.9 5.2 5.5 5.7 6.0
Presión de Prueba A-25 Kg/cm2 70 70 70 84 84
Presión de Prueba Grado “A” Kg/cm2 70 70 70 84 84
Presión de Prueba Grado “B” Kg/cm2 77 77 70 91 91
19.0 Prueba de Tubing. Es importante la determinación correcta de los valores de lectura para las presiones de hermeticidad, las que estarán en función de la profundidad de asentamiento de la bomba, de la altura del nivel del fluido y de la presión de bombeo del pozo en producción normal. La primer prueba que se realiza es sobre el tubing que lleva el niple asiento o zapato, antes de proceder a bajar la primera tanda de caños. El valor de prueba será la presión a la que éste caño trabajará una vez en operación. Por ejemplo, para un pozo con las siguientes condiciones de trabajo será: Presión de Línea = 15 kg/cm 2 Profundidad de la Bomba = 2000 mts. Peso Específico del Fluido = 0,96 Nivel dinámico Sobre la Bomba • • • • •
Lapresión que EstaráSometida laBomba y el Tubing que Tiene el Niple Asiento Será:
Presión de la Columna Hidrostática + Presión de Bombeo Pe x h + 15= 0,96 x 2000 / 10 + 15 = 207 kg/cm2
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Es importante entender que esta presión adoptada deberá ser siempre la misma para ese caño y que a medida que se baja la cañería, la posición del mismo irá cambiando y sobre tal comienza a tener efecto la columna hidrostática. Por lo tanto, en las siguientes pruebas hay que descontarle la presión equivalente a la columna, de la cantidad de caños que ya se han bajado al pozo, por ejemplo, si se llevan contabilizados 100 caños en el pozo (aprox. 920 metros), la presión de prueba que deberá levantar la motobomba será:
Presión del 1° Caño - la Presión Debida a la Columna Hidrostática 240 kg/cm2 – 88 kg/cm2 = 152 kg/cm2
Nota: al terminar de bajar todos los caños, la presión de la motobomba será 240 kg/cm2 – 192 kg/cm2 = 48 kg/cm2 Se puede tomar un gradiente aproximado de 0,9 kg/cm2 ó 13 psi por cada caño bajado al pozo para descontar la presión de la motobomba. Utilizar la tabla adjunta como referencia. Prueba de Tubing Tubing 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100
psi 132 264 396 528 660 792 934 1056 1180 1320
kg/cm 9.3 18.6 27.9 37.2 46.5 55.8 65.1 74.4 83.7 93.0
2
Tubing 110 120 130 140 150 160 170 180 190 200
psi 1452 1584 1716 1548 1980 2112 2244 2376 2508 2640
kg/cm 2 102.3 111.6 120.9 130.2 139.5 148.8 158.1 167.4 176.7 186.0
Tubing 210 220 230 240 250 260 270 280 290 300
psi 2772 2904 3036 3168 3300 3432 3564 3696 3828 3960
kg/cm 2 195.3 204.6 213.9 223.2 232.5 241.8 251.1 260.4 269.7 279.0
20.0 Parafinas. Un componente que forma parte de la estructura de la mayoría de los hidrocarburos es la parafina, de un comportamiento muy particular ya que bajo condiciones de presión y de temperatura permanece disuelta, líquida y soluble, pero al modificarse ésas características, se solidifica en pequeños cristales que precipitan adhiriéndose a las paredes de la cañería, provocando obstrucciones y taponamientos. Cuanto más rugosa e imperfecta es la tubería, tanto más importante será la adherencia. Las cañerías de interior plastificado, por contar con una superficie lisa, disminuye esa posibilidad e impide que las parafinas precipiten. Existe para todos los hidrocarburos una temperatura mínima, por debajo de la cual, comienza o se produce la solidificación. En el caso concreto de presencia de parafina en la línea de conducción es aconsejable tomar la temperatura a modo de perfil térmico cada 20 metros y determinar así el lugar donde será necesario elevarla. Ese gradiente obtenido será el punto óptimo probable para instalar un calentador que entregue la cantidad de calor suficiente para mejorar las condiciones de bombeo. 20.1 Emulsiones. Una emulsión es una mezcla de dos líquidos no miscibles, uno de ellos disperso establemente dentro del otro en forma de pequeñas gotas. Se define como líquidos no miscibles, aquellos que se mezclan, pero no se combinan y no cambian las propiedades entre sí. Una emulsión de agua en petróleo es cuando el agua forma la fase dispersa, con característica de pequeñas gotas, y el petróleo crudo la fase continua o externa que contiene y rodea a las gotas de agua. En el caso particular de los pozos este tipo de emulsión se produce generalmente cuando recién ingresan en producción y aún no tienen altos porcentajes de agua, pero en etapas de recuperación
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secundaria o bien en situaciones de avance del frente de agua y en la mezcla producida a nivel de pozo, aparece la emulsión contraria, de petróleo en agua, es decir cambian las fases, el petróleo forma la fase dispersa, en forma de pequeñas gotas y el agua la fase continua o externa que contiene y rodea a las gotas de petróleo. La solución de los problemas de bombeo de petróleos donde la emulsión ya está presente o en aquellos tanques generalmente de tipo lavador que la contienen, la posibilidad técnico económica de romper la emulsión formada puede obtenerse con un aporte continuo de calor o de productos químicos apropiados. La utilización de desemulsionantes apunta a debilitar la película alrededor de la gota dispersa, de manera que éstas puedan formar gotas más grandes, precipitar y separarse finalmente del petróleo. 20.2 Corrosión. La corrosión es un proceso electroquímico en el que circula corriente eléctrica a través de un circuito eléctrico que se cierra, siempre que exista una fuente de potencial. El potencial que impulsa el proceso de corrosión es la energía almacenada en el proceso de aislación del elemento puro. Existen varias formas de corrosión cuyos efectos son diferentes. El primer tipo de corrosión es el uniforme y que se traduce en un adelgazamiento de la superficie expuesta. a) Tipos de Corrosión. Hay varios tipos o formas de corrosión y solamente se señalarán los más importantes. Un ejemplo típico en los yacimientos se produce en la unión de tramos nuevos de cañerías con porciones usadas, protegidas por óxido, Estas inmediatamente contribuyen a la corrosión del material nuevo. Por otro lado, existe un problema similar al efectuarse soldaduras o reparaciones. El tratamiento térmico crea micro-estructuras muy localizadas en el área cercana al punto soldado que difieren de las del resto del material formando una cupla que origina la corrosión. Otro tipo es la acción simultánea de los fenómenos de corrosión y fatiga produciendo diferentes tipos de daño pero, principalmente fatiga por corrosión y es producto de los esfuerzos periódicos a sistemas que se encuentran en ambientes corrosivos produciendo fragilidad. La falla se puede producir a esfuerzos que están por debajo de la resistencia elástica, ésta forma de corrosión se encuentra comúnmente en las varillas y en los tubings. Así también, otra forma es la corrosión química producida por la presencia de CO 2 y H 2O, que se comportan como ácidos débiles, en las zonas de condensación y generalmente en las uniones de la tubería. Por último la microbiológica producida por la presencia de bacterias, principalmente con desarrollo de H 2S y formación de F eS en presencia de hidrocarburos y sulfatos. 20.3 Petróleos Viscosos. Para definir en forma práctica la viscosidad, se puede decir que es la resistencia que ofrece un líquido en sus diferentes planos moleculares interiores para moverse. Existen líquidos de mucha fluidez o muy baja viscosidad como el caso del agua, y los que parecen una pasta o de muy alta viscosidad. Este efecto físico interior del propio líquido, también interactúa con las paredes del caño de tal manera que un fluido muy viscoso necesitará un mayor esfuerzo para moverse, que uno de baja viscosidad, por consecuencia el efecto de fricción entre el mismo líquido y también con las paredes de la cañería será mucho mayor en los viscosos. Por lo tanto, será necesario mayor diferencia de presión, para lograr la movilidad del líquido dentro de los sistemas de conducción. La forma de medir la viscosidad dependerá de los diferentes tipos de viscosidad que se mida. La viscosidad absoluta es la del interior del líquido y su unidad de medición es el Poise o bien el Centipoise, la viscosidad cinemática está relacionada con la densidad del líquido que se mide y su unidad es el Stokes o el Centistokes. La viscosidad relativa, como su denominación lo indica, toma como punto de referencia
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un fluido patrón como el agua. Los viscosímetros correspondientes determinan el tiempo que tarda en fluir una cantidad conocida de líquido a través de un orificio calibrado. Así por ejemplo, en la escala Saybolt existen dos tipos distintos de orificios calibrados. Uno estándar, en el que el tiempo se expresa en Segundos Saybolt Universales y otro de mayor diámetro, en el que el tiempo también se expresa en Segundos y se utiliza exclusivamente para líquidos muy viscosos. La viscosidad de un fluido depende fundamentalmente de la temperatura y de la cantidad de gas disuelto que contenga. Al contener mayor cantidad de gas disuelto o al suministrarle calor a un fluido, el efecto que se obtiene es aumentar la energía interna de sus moléculas, por lo que aumenta su actividad y las mismas se alejan unas de otras dando por resultado una menor fricción y por consiguiente menor resistencia interna al movimiento, o sea menor viscosidad. Por ésta razón, sobre todo en los líquidos, la viscosidad disminuye cuando aumenta la temperatura del fluido, y aumenta cuando su temperatura disminuye. Tomando como ejemplo el fluido bifásico (líquido más gas) de un pozo, cuando se desplaza desde el fondo hasta la superficie la temperatura disminuye y la presión a la que está sometido también, por lo que el gas disuelto contenido es cada vez menor. Esta condición (menor temperatura y menor gas disuelto), hace que aumente gradualmente su viscosidad a medida que llega a la superficie. Una vez en la cañería de conducción y frente a un petróleo viscoso que debe ser bombeado a baja temperatura, se requerirá un alto gradiente de presión. Como ejemplo una cañería perfectamente desparafinada y sin obstrucciones, deberá tener un comportamiento aproximado para la circulación de fluido a una temperatura de 80°C de acuerdo a las presiones en función del diámetro y longitud según se indica en la tabla de referencia.: Desparafinación / Presiones – Caudal – Diámetro - Longitud Caudal Fluído
Ø Caño
M3/h
10 M3/h
20 M3/h
Longitud metros / Kg/cm2 1000 1200 1500
200
500
800
1800
2000
2500
Pulg.
mts Kg/cm2
mts Kg/cm2
mts Kg/cm2
mts Kg/cm2
mts Kg/cm 2
mts Kg/cm 2
mts Kg/cm 2
mts Kg/cm 2
mts Kg/cm 2
2 21/2 3 31/2 4
3 2 1 0,6 0,5
7 4 3 1,5 1
11 6 5 2,5 1,6
14 7 6 3 2
17 9 7 3,6 2,5
21 11 9 4,5 3
25 13 11 5,5 3,5
28 14 12 6 4
35 18 15 7,5 5
21.0 Oleoductos – Funciones. Los oleoductos se ocupan particularmente de transportar petróleo y agua entre diferentes puntos. Se diferencia como oleoducto secundario a aquella cañería preparada y construida para transportar el líquido que se produce en las baterías o plantas satélite y descarga en plantas o tanques de tratamiento y/o almacenaje. Se denomina oleoductos principales aquellos que conducen el petróleo desde tales plantas a los puntos de entrega o embarque. Normalmente por los oleoductos secundarios viaja petróleo sin deshidratar y en los principales, petróleo en condiciones de comercialización. Es obvio indicar que producir bien y mucho, será en vano si no se puede transportar adecuadamente. Los problemas e inconvenientes, en general radican en dificultades para bombear, presiones altas y roturas que generan daños económicos y contaminación ambiental cuya recuperación presenta muchas dificultades. a) Régimen de Bombeo. En la mayoría de los yacimientos, determinada cantidad de pozos convergen con cañerías de conducción, en una batería o estación de bombeo, que a su vez, envía el producto a una planta de tratamiento o deshidratadora utilizando un oleoducto o un troncal que reúne la producción de varias baterías. Según el tipo de ramal e interconexión de los oleoductos, tendrá mayor o menor importancia el régimen de bombeo, por lo que deberá tenerse presente las siguientes consideraciones. El
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problema más común en las operaciones es el incremento de presión y que generalmente se encuentra al límite de la capacidad de las bombas o del oleoducto y su consecuente riesgo de rotura seriamente agravado por la necesidad de detener el bombeo. Los principales motivos son, que se bombea mayor cantidad de fluido del que la cañería resiste o bien la falta de temperatura adecuada en el petróleo. En algunos casos cuando se bombea a un oleoducto principal, pueden presentarse ejemplos de bombeos simultáneos a regímenes altos, dando como resultado un caudal instantáneo importante para las dimensiones del caño principal y provocando la dificultad que nos ocupa. Ese inconveniente se resuelve en principio con sistemas de recirculación que permitirán un bombeo adecuado que compensaría a todas las baterías que bombean simultáneamente. Para que eso ocurra, se debe calcular la capacidad volumétrica de las bombas para que en su régimen máximo estén limitadas por un equilibrado caudal, en relación con la capacidad del oleoducto. Si las bombas desplazan el doble de caudal de la necesidad real, los oleoductos, para soportar los picos de bombeo, deberían tener mayor diámetro del necesario, lo cual sin dudas no sería una solución técnica ni económicamente aceptable. En todos los casos debe adaptarse el sistema de bombeo para que resulte constante y regulado en función de los caudales viables. Los comandos de las recirculaciones deben ser proporcionales con un rango de regulación sobre los niveles de los tanques que sea amplio y los pistones de las bombas deberían ser de diámetro reducido, compatibles con la necesidad de evacuación de caudal de cada batería. A continuación se adjunta las tablas que identificarán las especificaciones de los caños para oleoductos y su presión máxima de prueba de acuerdo a su diámetro y según norma API 5L.
Ø Nominal pulgadas 5”
Ø Nominal pulgadas 6”
Tubos Lisos Metálicos para Oleoductos – Dimensiones Ø Exterior Espesor de Pared Peso Nominal Clasificación pulg mm pulg mm Lb/pié Kg/m Peso Schedule 5,563 141.3 0,188 4,8 10,79 16,16 0,219 5,6 12,50 18,74 0,258 6,6 14,62 21,92 STD 40 0,281 7,1 15,85 23,50 0,312 7,9 17,50 25,99 0,344 8,7 19,17 28,45 0,375 9,5 20,78 30,88 XS 80 0,500 12,7 27,04 40,28 120 0,625 15,9 32,96 49,17 160 Tubos Lisos Metálicos para Oleoductos – Dimensiones Ø Exterior Espesor de Pared Peso Nominal Clasificación pulg mm pulg mm Lb/pié Kg/m Peso Schedule 6,625 168.3 0,188 4,8 12,92 19,35 0,203 5,2 13,92 20,91 0,219 5,6 14,98 22,31 0,250 6,4 17,02 25,35 0,280 7,1 18,97 28,26 STD 40 0,312 7,9 21,04 31,34 0,344 8,7 23,08 34,38 0,375 9,5 25,03 37,28 0,432 11,0 28,57 42,56 XS 80 0,500 12,7 32,71 48,72
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0,562 0,625 0,719 Ø Nominal pulgadas 8”
Ø Nominal pulgadas 10”
14,3 15,9 18,3
36,39 40,05 45,35
54,20 59,65 67,69
120 160
Tubos Lisos Metálicos para Oleoductos – Dimensiones Ø Exterior Espesor de Pared Peso Nominal Clasificación pulg mm pulg mm Lb/pié Kg/m Peso Schedule 8,625 219,1 0,203 5,2 18,26 27,43 0,219 5,6 19,66 29,48 0,250 6,4 22,36 33,31 0,277 7,0 24,70 36,39 0,312 7,9 27,70 41,26 0,322 8,2 28,55 42,53 STD 40 0,344 8,7 30,42 45,31 0,375 9,5 33,04 49,21 0,438 11,1 38,30 57,05 0,500 12,07 43,39 64,63 XS 80 0,562 14,27 48,40 72,09 0,625 15,9 53,40 79,54 0,719 18,3 60,79 90,62 120
Ø Exterior pulg mm 10,750 273,1
Tubos Lisos para Oleoductos – Dimensiones Espesor de Pared Peso Nominal Clasificación Pulg mm Lb/pié Kg/m Peso Schedule 0,307 7,8 34,24 51,03 0,344 8,7 38,23 56,72 0,365 9,3 40,48 60,50 STD 40 0,438 11,1 48,24 71,72 0,500 12,7 54,74 81,55 XS 60 0,562 14,7 61,15 91,26 0,625 15,9 67,58 100,85 0,719 18,3 77,01 114,99 100 0,812 20,6 86,18 128,27
Tubos Metálicos de Oleoducto Ø Nominal 5” Pulgadas
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Espesor de Pared pulg 0,083 0,125 0,156 0,188 0,219 0,258 0,281 0,312 0,344 0,375 0,500 0,625 0,750
Presión de Prueba Según Grado de Acero A-25 psi 670 840 1010 1180 1200 1520 1680 1860 2020 2700 2800 2800
A Psi 540 810 1010 1220 1420 1670 1820 2020 2230 2430 2800 2800 2800
B psi 630 940 1080 1420 1650 1950 2120 2360 2600 2800 2800 2800 2800
X-42 psi 750 1130 1410 1700 1990 2340 2550 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X46 psi 820 1240 1550 1870 2170 2560 2790 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-52 psi 930 1400 1550 2110 2460 2890 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-56 psi 1000 1500 1910 2270 2650 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-60 psi 1040 1630 2020 2430 2830 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
Tubos Metálicos de Oleoducto Ø Nominal 6” Pulgadas
Espesor de Pared pulg 0,083 0,109 0,125 0,141 0,156 0,172 0,188 0,203 0,219 0,250 0,280 0,312 0,344 0,375 0,432 0,500 0,562 0,625 0,719
Presión de Prueba Según Grado de Acero A psi 450 590 680 770 650 930 1020 1100 1190 1360 1520 1700 1870 2040 2720 2800 2800 2800
B psi 530 690 790 890 990 1090 1190 1290 1390 1580 1780 1980 2180 2380 2800 2800 2800 2800
X-42 psi 790 1040 1190 1120 1480 1640 1790 1930 2080 2380 2660 2970 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-46 psi 860 1140 1300 1340 1620 1790 1960 2110 2280 2600 2920 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-52 psi 980 1280 1470 1470 1840 2030 2210 2390 2580 2940 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-56 psi 1050 1380 1580 1660 1980 2180 2380 2570 2780 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-60 psi 1130 1480 1700 1790 2120 2340 2550 2760 2980 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
Tubos Metálicos de Oleoducto Ø Nominal 8” Pulgadas
Espesor de Pared Pulg. 0,203 0,219 0,250 0,277 0,312 0,322 0,344 0,375 0,438 0,500 0,562 0,625 0,719
Presión de Prueba Según Grado de Acero A psi 910 1040 1160 1300 1340 1440 1570 1830 2090 2350 2800 2800
B psi 1070 1220 1350 1520 1570 1680 1830 2130 2430 2740 2800 2800
X-42 psi 1480 1600 1830 2020 2280 2350 2510 2740 3000 3000 3000 3000 3000
X-46 psi 1620 1750 2000 2220 2500 2580 2750 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-52 psi 1840 1980 2260 2510 2820 2910 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-56 psi 2000 2130 2430 2700 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
X-60 psi 2120 2290 2610 2890 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000 3000
22.0 Cañerías No Metálicas. Con el avance tecnológico de los últimos tiempos, se han desarrollado tubos de conducción que brindan un servicio similar al que ofrecen las cañerías metálicas, con algunas ventajas y desventajas por lo que será necesario revisar los diferentes tipos de materiales que componen los caños, los accesorios, las conexiones y exigencias a las que serán sometidas en función al servicio que presten. Comparativamente, con los caños de acero, debe tenerse en cuenta para el cálculo económico que los diseños con plásticos, no requieren protección contra la corrosión ni externa ni interna, por su condición de inerte. Pero, por otro lado la fragilidad propia de las cañerías no metálicas requiere que no sean sometidas a grandes esfuerzos, por lo que debe evitarse de
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colocar caños en tramos transitados o prever instalación de camisas de acero cada vez que atraviesen un cruce. Las normas API 15 L4 regulan las especificaciones, los cuidados y el uso de cañerías de tipo resina termoestable (fibra de vidrio en baja presión). También la norma 15 LP, hace lo propio con las construidas en PVC y CPVC o termo-plásticas. Es importante consultar con las especificaciones de diseño dado que algunas cañerías tienen limitaciones por la compatibilidad de algunos plásticos o fibras con los hidrocarburos, asimismo, con la temperatura, presión y/o esfuerzos mecánicos. a) Especificaciones. La diferencia física entre los tubos y conexiones termoestables y termoplásticos está en que los primeros son más resistentes a las altas temperaturas pero ante excesos grandes, se destruyen mientras que los segundos se deforman con temperaturas menores que las que resisten las termoestables. Las termo-plásticas poseen como material principal de construcción poliuretanos y poli-propilenos, entre otros componentes, mientras que las termo-estables son provistas básicamente de resinas epóxicas, que soportan una estructura de arrollamientos de filamentos de vidrio. Existe en el mercado disponibilidad de variados tipos de cañerías y conexiones y sus especificaciones son cubiertas por las normas API 15 LR Y 15 HR. b) Tipo De Conexión. Tanto en baja como en alta presión los tubos de fibra de vidrio reforzados se pueden obtener con conexiones en los extremos de rosca macho y cuplas o bien con la cupla integrada en forma de campana para el extremo de la hembra. El largo de los tubos está normalizado en 9 metros y la rosca es API de ocho hilos por pulgada. Las medidas de las roscas son idénticas para diferentes rangos de presión. Se adjuntan tablas con especificaciones: Cañerías No Metálicas Diámetro Nominal Pulgadas 2 3 4 6 8
Diámetro de la Rosca Pulgadas 2 3/8 3 1/2 4 1/2 7 8 5/8
Largo de la Rosca mm 66 79 80 79 80
Tubos No Metálicos - Tipo TBS Líneas de Conducción de Baja Presión Diámetro Nominal Presión de Trabajo Diámetro Interior Espesor Nominal Pulgadas Kg/cm2 mm mm 2 Integral 38 56.64 1,80 2 Integral 45 56.64 2,03 2 Integral 56 56.64 2,16 3 Integral 31 85.09 2,16 3 integral 35 85.09 2,41 3 integral 45 85.09 3,17 3 integral 56 85.09 3,30 4 integral 24 110.50 2,16 4 integral 35 110.50 3,17 4 integral 45 105.41 3,81 4 integral 56 105.41 3,94 6 c/cupla 17 163.06 2,29 6 c/cupla 35 163.06 4,45 6 c/cupla 45 157.22 5,59 6 c/cupla 56 157.22 5,72
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Diámetro Externo mm 60,24 60,70 60,96 89,41 89,91 91,44 91,69 114,82 116,84 113,03 113,29 167,65 171,97 168,41 168,67
8 Integral 8 Integral 8 Integral 8 Integral
14 21 28 35
212.60 212.60 212.60 212.60
2,67 3,30 4,32 5,21
217.93 219,20 221,23 223,01
Tubos No Metálicos - Tipo TBS Líneas de Conducción de Baja Presión Diámetro Nominal pulgadas 2 Integral 2 Integral 2 Integral 3 Integral 3 integral 3 integral 3 integral 4 integral 4 integral 4 integral 4 integral 6 c/cupla 6 c/cupla 6 c/cupla 6 c/cupla 8 Integral 8 Integral 8 Integral
Diámetro Cupla mm 76,2 76,2 76,2 109 109 109 109 134,6 134,6 134,6 134,6 198,12 198,12 198,12 198,12 230 230 230
Peso Kg/m 0,60 0,90 0,95 1,20 1,58 1,95 1,95 1,50 5,55 3,00 3,00 2,40 5,25 6,60 6,75 6,10 7,00 6,30
Capacidad Litro/m 2,5 2,5 2,5 5,7 5,7 5,7 5,7 9,7 9,7 8,7 8,7 21 21 19,3 19,3 35,7 35,7 35,7
Curvado metro 22,9 22,9 22,9 33,4 33,4 33,4 33,4 45,7 45,7 45,7 45,7 64 64 64 64 83,8 83,8 83,8
Dist. Entre Apoyo Min. metro 2,80 2,80 2,80 3,30 3,30 3,30 3,30 3,50 3,50 3,50 3,50 4 4 4 4 4 4 4
Tubos No Metálicos - Tipo TBS Líneas de Conducción de Alta Presión – Peso/Capacidades y Apoyos Ø Presión Nominal Trabajo Pulg. Kg/cm2 2 Int 70 2 Int 87 2 Int 105 2 Int 140 2 Int 175 2 c/cupla 210 2 c/cupla 245
Ø Espesor Ø Interior Pared Externo mm mm Mm 54,86 2,29 59,44 54,86 2,92 60,70 50,80 3,18 57,14 50,80 4,19 59,18 49,51 5,21 59,95 47,75 6,10 59,95 47,75 7,37 62,49
Ø Cupla mm 76,20 86,82 86,82 86,82 86,82 88,90 88,90
Peso
Capacidad
Kg/m 0,99 1,23 1,34 1,76 2,15 2,27 2,73
Litro/m 2,3 2,3 2,0 2,0 1,9 1,9 1,8
Curva Min. metro 24,12 24,12 24,12 24,12 24,12 24,12 24,12
Dist. Min. metro 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8 2,8
Tubos No Metálicos - Tipo TBS Líneas de Conducción de Alta Presión – Peso/Capacidades y Apoyos Ø Presión Nominal Trabajo Pulg. Kg/cm2 3 Int 70 3 Int 87 3 Int 105 3 Int 140 3 Int 175 3 c/cupla 210 3 c/cupla 245
Ø Espesor Ø Interior Pared Externo mm mm Mm 81,03 3,30 87,63 81,03 4,06 89,15 76,20 4,70 85,60 76,20 6,10 88,40 69,09 7,37 83,82 69,09 8,76 86,61 69,09 10,29 89,67
Ø Cupla mm 109,22 116,84 116,84 116,84 116,84 124,46 124,46
Peso
Capacidad
Kg/m 2,07 2,60 2,84 3,75 4,23 4,80 5,60
Litro/m 5,2 5,2 4,5 4,5 3,8 3,8 3,8
Curva Min. metro 34,96 34,96 34,96 34,96 34,96 34,96 34,96
Dist. Min. metro 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3 3,3
Tubos No Metálicos - Tipo TBS Líneas de Conducción de Alta Presión – Peso/Capacidades y Apoyos Ø
Presión
Ø
Espesor
Ø
Ø
Peso
Capacidad
Curva
Dist.
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