Op-m-03 Manual de Operaciones de Well Testing Cnc

MANUAL DE OPERACIONES DE WELL TESTING Fecha: Jul 01 / 2009

Versión: 01

Código: OP-M-03 Página 1 de 36

MANUAL DE OPERACIONES DE WELL TESTING

ELABORÓ: Carolina David David INGENIERO DE PROYECTOS

Fecha: 09/06/2009 09/06/2009

REVISÓ: .

Diana Rivera COORDINADOR HSEQ

Fecha: 19/06/2009 19/06/2009

APROBÓ: APROB Ó: .

Oscar Rueda

.

GERENTE DE OPERACIONES Fecha: 01/07/2009 01/07/2009

ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA PARA APROBACIÓN.


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CONTENIDO Página

1. INTRODUCCIÓN ................................................................ .................................................................................................... .................................... 4 2. OBJETIVO ............................................................................................................... 4 3. ALCANCE ............................................................................................................... 4 4. RESPONSABLES ...................................................... .................................................................................................... .............................................. 4 5. DESARROLLO ...................................................... ........................................................................................................ .................................................. 6 5.1 NORMATIVIDAD .................................................. ................................................................................................... ................................................. 6 5.2 GENERALIDADES DE LOS EQUIPOS ................................................................ 7 5.2.1 LÍNEAS DE SUPERFICIE .......................................................... ................................................................................ ...................... 7 5.2.2 CHOKE MANIFOLD .......................................................... ...................................................................................... ............................ 10 5.2.3 SEPARADOR ........................................................ .................................................................................................. .......................................... 11 5.2.4 VÁLVULA DE RELEVO ............................................................................... 13 5.2.5 VÁLVULA DE CONTROL DE FLUIDO ...................................................... 13 5.2.6 REGISTRADOR DE PRESIONES – (BARTON) .......................................... 14 5.2.7 DANIEL .................................................... ........................................................................................................... ....................................................... 14 5.2.8 INDICADORES DE NIVEL O VISORES...................................................... 16 5.2.9 COMPRESOR ................................................................................................. 16 5.2.10 BOMBA DE TRANFERENCIA ................................................................. 17 5.2.11 TANQUE DE MEDIDA O GAUGE TANK ............................................... 18 5.2.12 TANQUE DE ALMACENAMIENTO ........................................................ 18 5.2.13 PLANTA ELÉCTRICA ............................................................................... 19 5.3 PROCEDIMIENTO DE LOGÍSTICA ................................................................... 20 5.3.1 SOLICITUD DEL SERVICIO ........................................................................ 20 5.3.2 CHECK LIST L IST....................................................... ................................................................................................... ............................................ 20 5.3.3 SOLICITUD DEL TRANSPORTE DE EQUIPOS Y EL PERSONAL ......... 20 5.3.4 MOVILIZACIÓN ................................................................ ............................................................................................ ............................ 21 5.3.5 ELABORACIÓN DEL PERMISO DE TRABAJO......................................... 21 5.3.6 RECIBO DE LOCACIÓN Y CHARLA DE SEGURIDAD S EGURIDAD ........................... 21 5.3.7 SOLICITUD DEL PROGRAMA DE TRABAJO ........................................... 22 5.3.8 REPORTE DE RESULTADOS DE LA PRUEBA ......................................... 23 5.3.9 ENTREGA DE LA LOCACIÓN – CIERRE DEL PERMISO DE TRABAJO23 5.3.10 DESMOVILIZACIÓN DE EQUIPOS Y PERSONAL ............................... 23 5.4 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES ........................................... 24 5.4.1 PROCEDIMIENTO DE ARMADO (RIG UP) ............................................... 24 5.4.2 INSPECCIÓN PRE-OPERACIONAL PRE-OPER ACIONAL DE EQUIPOS .................................... 26 5.4.3 PRUEBA DE PRESIÓN ................................................................... .................................................................................. ............... 27 5.4.4 PROCEDIMIENTO PARA CALIBRICIÓN CHOKE AJUSTABLE ............ 27 5.4.5 PROCEDIMIENTO PARA CAMBIAR UN CHOQUE FIJO ........................ 28 5.4.6 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DE UN SERPARADOR .................. 28 5.4.7 CAMBIO DE ORIFICIO EN EL DANIEL ..................................................... 29 5.4.8 MEDICIÓN DE FLUIDOS ............................................................................. 31



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CONTENIDO Página

1. INTRODUCCIÓN ................................................................ .................................................................................................... .................................... 4 2. OBJETIVO ............................................................................................................... 4 3. ALCANCE ............................................................................................................... 4 4. RESPONSABLES ...................................................... .................................................................................................... .............................................. 4 5. DESARROLLO ...................................................... ........................................................................................................ .................................................. 6 5.1 NORMATIVIDAD .................................................. ................................................................................................... ................................................. 6 5.2 GENERALIDADES DE LOS EQUIPOS ................................................................ 7 5.2.1 LÍNEAS DE SUPERFICIE .......................................................... ................................................................................ ...................... 7 5.2.2 CHOKE MANIFOLD .......................................................... ...................................................................................... ............................ 10 5.2.3 SEPARADOR ........................................................ .................................................................................................. .......................................... 11 5.2.4 VÁLVULA DE RELEVO ............................................................................... 13 5.2.5 VÁLVULA DE CONTROL DE FLUIDO ...................................................... 13 5.2.6 REGISTRADOR DE PRESIONES – (BARTON) .......................................... 14 5.2.7 DANIEL .................................................... ........................................................................................................... ....................................................... 14 5.2.8 INDICADORES DE NIVEL O VISORES...................................................... 16 5.2.9 COMPRESOR ................................................................................................. 16 5.2.10 BOMBA DE TRANFERENCIA ................................................................. 17 5.2.11 TANQUE DE MEDIDA O GAUGE TANK ............................................... 18 5.2.12 TANQUE DE ALMACENAMIENTO ........................................................ 18 5.2.13 PLANTA ELÉCTRICA ............................................................................... 19 5.3 PROCEDIMIENTO DE LOGÍSTICA ................................................................... 20 5.3.1 SOLICITUD DEL SERVICIO ........................................................................ 20 5.3.2 CHECK LIST L IST....................................................... ................................................................................................... ............................................ 20 5.3.3 SOLICITUD DEL TRANSPORTE DE EQUIPOS Y EL PERSONAL ......... 20 5.3.4 MOVILIZACIÓN ................................................................ ............................................................................................ ............................ 21 5.3.5 ELABORACIÓN DEL PERMISO DE TRABAJO......................................... 21 5.3.6 RECIBO DE LOCACIÓN Y CHARLA DE SEGURIDAD S EGURIDAD ........................... 21 5.3.7 SOLICITUD DEL PROGRAMA DE TRABAJO ........................................... 22 5.3.8 REPORTE DE RESULTADOS DE LA PRUEBA ......................................... 23 5.3.9 ENTREGA DE LA LOCACIÓN – CIERRE DEL PERMISO DE TRABAJO23 5.3.10 DESMOVILIZACIÓN DE EQUIPOS Y PERSONAL ............................... 23 5.4 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES ........................................... 24 5.4.1 PROCEDIMIENTO DE ARMADO (RIG UP) ............................................... 24 5.4.2 INSPECCIÓN PRE-OPERACIONAL PRE-OPER ACIONAL DE EQUIPOS .................................... 26 5.4.3 PRUEBA DE PRESIÓN ................................................................... .................................................................................. ............... 27 5.4.4 PROCEDIMIENTO PARA CALIBRICIÓN CHOKE AJUSTABLE ............ 27 5.4.5 PROCEDIMIENTO PARA CAMBIAR UN CHOQUE FIJO ........................ 28 5.4.6 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DE UN SERPARADOR .................. 28 5.4.7 CAMBIO DE ORIFICIO EN EL DANIEL ..................................................... 29 5.4.8 MEDICIÓN DE FLUIDOS ............................................................................. 31



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5.4.8.1 Medición de fluidos líquidos ............................................................ ........................................................................ ............ 31 5.4.8.2 Medición de gas ........................................................................................... 32 5.4.9 ANÁLISIS DE LABORATORIO ................................................................... 33 5.4.9.1 Procedimiento para la determinación de la Gravedad API del crudo y productos del petróleo (según norma ASTM-D 287-92) ................................................................ 33 5.4.9.2 Procedimiento para determinar el contenido de agua y sedimentos en crudos por el método de la centrífuga (según norma ASTM-D 96-88) ........................................... 34 5.4.9.3 Procedimiento para estimar el contenido de cloruros de una solución acuosa en partes por millón (ppm) ............................................................................................. 34 5.4.10 DESARME DEL SET (RIG DOWN) .......................................................... 34 5.5 FACTORES A TENER EN CUENTA SEGÚN EL TIPO DE LEVANTAMIENTO DEL POZO ..................................................................................................................... 35 12. CONTROL DE CAMBIOS ............................................................. .................................................................................... ....................... 36 13. ANEXOS ................................................. ......................................................................................................... ............................................................... ....... 36



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1. INTRODUCCIÓN FLAMINGO OIL S.A., es una empresa de servicios petroleros 100% Colombiana, especializada en el área de Ingeniería de Producción. La experiencia de la empresa se ha desarrollado principalmente en el área de diseño y construcción de facilidades de Producción, líneas de flujo, venta y alquiler de equipos de Producción en subsuelo y superficie. Somos un equipo comprometido en lograr el máximo nivel de satisfacción de nuestros clientes, a través de la prestación de servicios competitivos, idóneos y éticos, mediante la innovación y la investigación, orientados por el mejoramiento continuo y el desarrollo del sector de la industria petrolera. Dentro de este marco de mejoramiento continuo es necesaria que todas las actividades sean realizadas siguiendo los mismos parámetros, lo cual contribuye en la optimización de procesos, la seguridad del personal, conservación de equipos y preservación del medio ambiente. Por la manera sencilla y clara en que se encuentran expuestos los procedimientos, de este documento debe ser utilizado como instrumento de conocimiento general por cada uno de los trabajadores de las operaciones que FLAMINGO OIL ejecuta.

2. OBJETIVO Este manual pretende estandarizar los procedimientos con la información técnica y las instrucciones que deben ser seguidas para minimizar daños y peligros a personas y equipos durante las operaciones de well testing, pruebas extensas y facilidades de producción que FLAMINGO OIL S.A. lleve a cabo.

3. ALCANCE Operaciones petroleras de producción en el área de pruebas Extensas y Well Testing.

4. RESPONSABLES El Gerente de Operaciones tiene la responsabilidad y autoridad para: Planear las actividades del proyecto en campo. Coordinar los requerimientos del cliente y de la operación. Autorizar órdenes de compra requeridas por la operación. Programar los turnos de trabajo y cambios de personal. Administrar el personal en la operación. Elaborar los informes gerenciales dirigidos a la Gerencia General y Clientes. Elaborar el Service Ticket. Asesorar al cliente en los aspectos relacionadas con la operación. Gestionar el recaudo de cartera en la relación con el cliente.         

ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Realizar las propuestas comerciales para revisión del Gerente General

El Supervisor de área tiene la responsabilidad y autoridad para: Reportar diariamente el estatus operacional a la Gerencia de Operaciones. Realizar la dirección de operación de producción en el campo asignado. Coordinar el personal de campo. Realizar las requisiciones de las necesidades de compra requeridas por la operación. Programar los turnos de trabajo y cambios de personal. Asesorar al cliente en los aspectos relacionadas con la operación.      

El Ingeniero de campo tiene la responsabilidad y autoridad para: Apoyar la supervisión de las operaciones en campo. Coordinar y direccionar el alistamiento de los equipos. Realizar los reportes de la operación de Well Testing. Elaborar los informes a la Gerencia de Operaciones. Realizar la verificación del proceso de producción de crudo, su fiscalización y despacho.     

El Operador tiene la responsabilidad y autoridad para: Controlar las variables de la operación para sacar en óptimas condiciones el crudo (BSW, temperatura, ppm), de acuerdo al requerimiento de cada contrato. Realizar inspecciones previas y posteriores a cada trabajo en los equipos. Diligenciar la documentación pertinente requerida por el Sistema de Gestión de Calidad. Asegurar que las operaciones se desarrollan de acuerdo a las necesidades del cliente y mantener una buena relación con el mismo. Reporte diario de las variables de la operación, así como las fallas para su corrección. En operaciones de well testing participar activamente en la operación de armado. Desarrollar y completar los procedimientos de mantenimiento preventivo de los equipos a su cargo. Generar recomendaciones para el mejoramiento de equipos y operación. Dirigir al Asistente Operador de acuerdo a los lineamientos de la empresa. Realizar el correcto manejo del personal para el desarrollo de las actividades proyectadas, haciendo énfasis en el trabajo en equipo. 

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El Asistente de operador tiene la responsabilidad y autoridad para: Apoyar las actividades de operación ejecutadas por el Operador. Apoyar al control de las variables de la operación para sacar en óptimas condiciones el crudo de acuerdo al requerimiento de cada contrato. Apoyar la realización de inspecciones previas y posteriores a cada trabajo en los equipos. Diligenciar la documentación pertinente requerida por el Sistema de Gestión de Calidad.  

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Asegurar que las operaciones se desarrollan de acuerdo a las necesidades del cliente y mantener una buena relación con el mismo. En operaciones de well testing participar activamente en la operación de armado. Desarrollar los procedimientos de mantenimiento preventivo de los equipos a su cargo. Generar recomendaciones para el mejoramiento de equipos y operación.

Todos los trabajadores tiene la responsabilidad y autoridad para: 

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Conocer y cumplir con las disposiciones establecidas por la empresa en procura de la prevención de accidentes, lesiones personales, protección de los activos y conservación del medio ambiente. Reportar a la empresa todo incidente, accidente de trabajo o de manejo ambiental que se presente por efecto de las operaciones. Participar activamente en el programa SOR (Sistema de Observación de Riesgos) reportando actos y condiciones inseguras. Usar, preservar y mantener adecuadamente los elementos de protección personal asignados por la empresa para el desarrollo de las actividades. Velar permanentemente por su cuidado y seguridad, la de sus compañeros de trabajo, la de las instalaciones, equipos, materiales y medio ambiente. Participar activamente en las capacitaciones y entrenamiento de HSEQ identificando oportunidades de mejora. Apoyar el proceso de identificación y actualización de aspectos ambientales, factores de riesgo y requisitos legales para su evaluación, control y cumplimiento.

5. DESARROLLO 5.1 NORMATIVIDAD     

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Decreto 2676 de 2.000 Ministerios del Medio Ambiente y de Salud. Resolución 1164 de 2.002, Ministerio de Medio Ambiente. ANSI/ASME B16.5 Steel Pipe and Flanged Fittings, Including rates for class API RP 1110 Recommended Practice for the pressure testing. API RP 572 Recommended Practice for Inspection of pressure vessels (towers, drums, reactors, heat exchangers and condensers ASME/ANSI B.31.4, Liquid Transportation System for Hidrocarbons liquid Petroleum Gas, anhydrous, Anmonia, and Alcohols, American National Standar Institute and American Society of Mechanicals Engineers. ANSI B.31.8. Gas transmission and distribution Piping Systems



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5.2 GENERALIDADES DE LOS EQUIPOS Ser la mejor opción dentro del contexto nacional en las operaciones petroleras, garantizando a los clientes alcanzar la excelencia en sus objetivos particulares, a través de nuestras operaciones.

5.2.1 LÍNEAS DE SUPERFICIE Constituidas por el conjunto de tubos ensamblados entre sí que se tienden desde la cabeza del pozo hasta el choke manifold y desde éste hasta el separador, desde donde finalmente se tienden dos o tres líneas, para conducir los diferentes fluidos de formación (crudo, gas y agua), ácidos, salmueras, entre otros, hacia los tanques de medida (Gauge Tanks) y/o Tanques de Almacenamiento (Frac Tanks). Estas líneas están diseñadas según la presión que vayan a resistir y están disponibles para servicios estándar o con presencia de H2S. Comercialmente existen varias marcas de tubería. Vale la pena mencionar que la tubería incluye diferentes accesorios, como codos, flautas (tubos con válvulas y boquillas para tomar muestras y medir presión y temperatura), y “mangueras” CHICKSAN, que es un conjunto de codos y tubos acoplados entre sí con balineras internas que facilitan la orientación de las líneas. Adicionalmente la tubería se encuentra disponible en longitudes de dos, tres, cuatro, cinco, ocho, diez y 15 pies con diámetros de dos y tres pulgadas. La tubería con unión de golpe dependiendo de la presión de trabajo tiene un color específico, que se encuentra en el cuadro anexo (Cuadro 3, del presente manual).

Figura 1. Líneas de superficie con uniones de golpe NÚMERO DE PRESIÓN DE PRUEBA PRESIÓN DE TRABAJO REFERENCIA (PSI) (PSI) 1502 15000 10000 1002 10000 6000 602 6000 3000 Cuadro 2. Presiones de prueba y de trabajo de tubería Ref. 1505, 1002, 602



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Figura 2. Unión de Golpe “Figura 1502” Figura 4. Unión de Golpe “Figura 602”

Figura 3. Unión de Golpe “Figura 1002’’


Código: OP-M-03


FIG.

COLOR CÓDIGO

PRESIÓN ESTÁNDAR CON GAS H2S TRABAJO

PRUEBA

TRABAJO

PRUEBA

100

1.000

1.500

N/A

N/A

200 206 207

2.000

3.000

N/A

N/A

2.000

3.000

N/A

N/A

2.000

3.000

N/A

N/A

211

2.000

3.000

N/A

N/A

400

2.500

3.750

2.500

3.750

400 600 602 1002

4.000

6.000

4.000

6.000

6.000

9.000

N/A

N/A

6.000

9.000

6.000

9.000

10.000

15.000

7.500

12.000

1003

10.000

15.000

N/A

N/A

1502

15.000

22.500

10.000

15.000

2002 2202

20.000

30.000

N/A

N/A

NA

NA

15.000

22.500

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TAMAÑO NOMINAL 1

1.25

1.5

2

2.5

3

4

5

6

8

10 12

Cuadro 2. Código de colores de la tubería La siguiente tabla muestra las combinaciones para las uniones de golpe utilizadas en la industria, mostrando su tolerancia frente a la presión:

2” HEMBRA 2” MACHO RESULTADO 602 602 Recomendado hasta 6,000 PSI 1002 1002 Recomendado hasta 10,000 PSI 1502 1502 Recomendado hasta 15,000 PSI 602 1002 Resiste hasta 6,000 PSI. No recomendado 1002 602 Resiste hasta 6,000 PSI. No recomendado 602 1502 Resiste menos 2,000 PSI. No recomendado 1002 1502 Resiste menos 2,000 PSI. No recomendado 1502 602 No se pueden acoplar 1502 1002 No se pueden acoplar Tabla 1. Combinaciones para las uniones de golpe



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Tabla 2. Máxima presión de trabajo de las uniones de golpe 5.2.2 CHOKE MANIFOLD Conjunto de válvulas y choques que permiten controlar la presión y flujo de un pozo. Debe asegurarse que la fluctuación en la línea de presión aguas abajo no tenga efecto sobre el flujo del pozo, por lo cual el choke manifiold es usado para establecer el flujo crítico. Generalmente se encuentran disponibles para configuraciones de 5000, 10000 y 15000 psi, cuentan con dos tipos de choque, uno ajustable y otro fijo, los cuales pueden ser aislados entre sí mediante el juego de válvulas de bypass para permitir el cambio de diámetro del choque. También se puede armar con dos choques fijos, estos son especiales para manejo de gas ya que resisten más la abrasión. Los diámetros de los choques son expresados en 1/64 de pulgadas y contamos con diámetros desde 4/64” hasta 62/64” incrementando en múltiplos de 2. El cambio de diámetro se hace con el choque ajustable mientras se cambia el choque fijo. Por ejemplo, si se tiene un choque fijo de 16/64 pulg. y se quiere cambiar a un choque de 20/64 pulg., lo que se hace es concordar el choque ajustable al nuevo diámetro y pasar el fluido por éste mientras se aísla el choque fijo y se cambia por el del diámetro deseado (en éste caso 20/64 pulg.), para luego pasar el fluido nuevamente por éste y volver a aislar el choque ajustable. También se puede calibrar el choque ajustable al mismo diámetro por el que se esta fluyendo y cambiar el choque fijo por el siguiente programado. El objetivo principal es dejar el pozo fluyendo por el choque fijo y no por el ajustable debido a que la medida es más exacta, y éste último es más propenso al desgaste. En caso de necesitar un diámetro que no concuerde con el ajustable ni con el fijo se debe usar la formula de diámetros equivalentes que es igual a la raíz cuadrada de las suma de los diámetros al cuadrado.

DiámetroEquivalente =

( D 2 + D 2 )

Ecuación 1. Diámetro equivalente para el flujo por dos diámetros ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Figura 5. Choke Manifold

Figura 6. Choke fijo y Choke ajustable 5.2.3 SEPARADOR Este es el equipo encargado de separar los fluidos proveniente del pozo en dos o tres fases, dependiendo del diseño del mismo; es la pieza fundamental del Well Testing y con el que se debe tener mayor cuidado en la operación, pues opera a altas presiones y con líquidos inflamables, de ahí que sea esencial el manejo por parte de personal capacitado. Los separadores que maneja FLAMINGO OIL S.A. están estandarizados para tres fases, su diseño es de tipo horizontal convencional, están disponibles para trabajar con gases ácidos y presentan presiones nominales de 1440, 720 y 360 psi. Véase especificaciones en el cuadro 3, obsérvese un separador típico en la figura 7 y su estructura interna en la figura 7.



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Cuadro 3. Ficha técnica de los separadores ESPECIFICACIONES PRESIÓN NOMINAL (psi) PRESIÓN DE PRUEBA (psi) TEMPERATURA DE DISEÑO (°F) PERMISIBILIDAD DE CORROSIÓN (in.) CAPACIDAD PROMEDIA DE LÍQUIDO (BFPD) ( Para un tiempo de retención de un minuto a la presión nominal) CAPACIDAD NOMINAL DE GAS (MMSCFD)* RADIOGRAFÍA

SEPARADOR 360 SEPARADOR 720

SEPARADOR 1440

360

720

1440

380

936

2160

100

100

120

0.0625

0.0625

0.125

6000-10000

6000-10000

6000 -10000

20

20

20

14

14

14

RT-2

RT-2

RT-2

Figura 7. Vista general de un separador Los separadores se caracterizan por el flujo y la presión nominal que manejan, las cuales se encuentran impresas en la placa del constructor. La presión nominal es la máxima presión a la que el separador puede ser usado. En la práctica el separador es usado a presiones mucho menores a la presión nominal y nunca se pueden operar a presiones mayores, además, esto no es posible debido a que cuenta con dos instrumentos de seguridad para evitar el exceso de presión. Deben operarse con un margen de seguridad del 20%.



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5.2.4 VÁLVULA DE RELEVO Conocida en inglés como safety valve. Diseñada para abrir al 80% de la presión nominal del separador, en caso de que la válvula neumática de control de presión falle y se presurice el sistema. El separador cuenta con dos válvulas de seguridad calibradas al 80 % y 90% respectivamente para un mayor rango de seguridad. Algunas veces también se ajustan con otros porcentajes de presión nominal, dependiendo de los regímenes de seguridad de las compañías. Ver figura 8.

Figura 8. Válvula de seguridad 5.2.5 VÁLVULA DE CONTROL DE FLUIDO En un equipo de well testing se pueden encontrar varios tipos de válvulas con diferentes propósitos. Existen válvulas de control de flujo, conocidas como “válvulas de bola”, que abren y cierran con un cuarto de giro y sirven para abrir o cerrar el paso de fluido por una línea, válvulas de control de nivel y de presión que, como su nombre lo indica, sirven para regular la altura del líquido y la presión del separador, respectivamente. Estas dos últimas válvulas funcionan con un sistema neumático que permite su apertura y cierre. Las más conocidas y con las que trabaja FLAMINGO OIL S.A. son de marca Fisher. Cada válvula se caracteriza por la posición en la que se encuentran en ausencia de señal; la válvula de control de nivel es normalmente cerrada ,es decir que si se corta el suministro de aire, la válvula se cierra automáticamente (véase figura 9), esto se debe a las normas de seguridad, ya que si por alguna falla la señal se interrumpiera y la válvula se abriera completamente, todo el líquido se drenaría y el gas podría ir directamente al gauge tank , donde podría generar altas presiones y crear mezclas explosivas en la atmósfera. Todo lo contrario ocurre con la válvula de control de presión, la cual es normalmente abierta (figura 9) y en ausencia de señal, abre totalmente de forma automática, lo cual se entiende, porque en caso de que no haya señal, lo que menos se quiere es que la válvula se cierre totalmente y el sistema se presurice.



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En las siguientes figuras, se observa que la entrada de fluído en la válvula normalmente abierta es por la parte superior para ayudar a bajar el diafragma, mientras que la entrada de fluído en la válvula normalmente cerrada es por debajo, para ayudar a subir el diafragma.

Figura 9. Válvulas Fisher normalmente cerrada y normalmente abierta 5.2.6 REGISTRADOR DE PRESIONES – (BARTON) Es un instrumento diseñado para registrar la presión estática y diferencial, y en algunos casos la temperatura del fluido. Estos tres parámetros permiten el cálculo de tasas de flujo de gas. Además permiten seguir el comportamiento gráfico de la presión, ya sea del pozo o del separador. El Registrador de Presiones (Barton) del pozo, registra la presión estática de inyección, la presión del casing, la presión del tubing y la presión diferencial en cabeza, mientras que el del separador registra la presión estática y la presión diferencial de la línea de gas. Obsérvese los componentes del Registrador de Presiones - Barton (Figura 10). Para que la lectura en el registrador de presión sea lo más exacta posible, debe marcar siempre entre 30 – 80 preferiblemente y en la medida de lo posible en el 50%. Por fuera estos rangos según el fabricante del registrador puede haber un error de +/- 5 %. La presión estática marcada en el registrador de Presión (Barton), es igual a la presión manométrica más la presión diferencial. La presión diferencial (Hw) se expresa en pulgadas de agua, y una pulgada de agua es igual a 0.0361 psi, por lo cual, si no se tiene el elemento de presión estática adecuado a la presión del pozo, se puede liquidar la producción de gas con la presión manométrica, ya que la diferencia en Psi por ser tan poca no afecta los cálculos de gas (liquidación de producción de gas), especialmente si ésta es expresada en MSCFD ó MMSFCD (miles o millones de pies cúbicos día). Antes de iniciar cualquier operación debe verificarse la calibración del mismo, observando que las plumillas arranquen de cero, verificar además que la carta tenga bien centrado el orificio, de lo contrario marcaría en forma elíptica dando datos errados.

5.2.7 DANIEL Es un sistema que permite el cambio de orificios de medición (platinas) sin tener que interrumpir el flujo de gas, consta de un carrier o elevador que permite subir o bajar el orificio entre una cámara inferior y una superior, desde donde se puede extraer el ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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orificio con la línea de flujo aislada, una compuerta conocida como "espejo" que sirve para aislar la tubería, una válvula igualadora de presión que sirve para que la cámara superior del DANIEL reciba la misma presión de la línea y facilitar la apertura o el cierre del espejo. También consta de una válvula de desfogue para despresurizar la cámara superior antes de desajustar los tornillos del empaque. La operación de cambio de orificio es de mucho cuidado y requiere que el operador esté atento de seguir los pasos correctamente, pues un solo tornillo que se afloje con presión acumulada en el interior del DANIEL puede salir proyectado en cualquier dirección o inclusive el mismo carrier puede dispararse y ocasionar un accidente grave. Obsérvese los componentes de un Daniel en la figura 10.

Figura 10. Esquema de un Registrador de Presiones (Barton)



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Figura 11. Partes del Daniel 5.2.8 INDICADORES DE NIVEL O VISORES Estos funcionan como vasos comunicantes que indican el nivel de líquido de recipientes confinados como el tanque de medida o gauge tank , el frac tank y el separador. Para los dos primeros tanques los visores no son mas que una manguera de plástico resistente desde donde se puede tomar la medida del mismo y no presenta riesgo de ruptura por presión debido a que se encuentra a condiciones atmosféricas. Para el separador, en cambio, los visores están construidos de vidrio y se encuentran asegurados con bridas y tornillos, además de un sistema de válvulas de seguridad, pues éstos trabajan con condiciones de presión superiores a la atmosférica (ver figura 12).

Figura 12. Válvulas de seguridad de los visores 5.2.9 COMPRESOR Debido a que las válvulas de control trabajan con un sistema neumático, se necesita un compresor para proporcionar el aire de instrumentación. El compresor 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 (algunos compresores están calibrados a otras condiciones). Ver figura 13.



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Figura 13. Compresor de aire En caso de falla del compresor, existe otra alternativa que consiste en proporcionar alimentación con el mismo gas del separador siempre y cuando éste sea dulce, es decir que no contenga gases corrosivos como H 2S o CO2 que puedan ocasionar serios daños a los instrumentos. Es aconsejable usar siempre aire comprimido para el control de los instrumentos y dejar el gas del separador solo como una alternativa, ya que el gas puede traer partículas sólidas que pueden generar daños en los instrumentos. Además, en caso de que se aumente el nivel en el separador y salga por la línea de gas, va a entrar líquido a los instrumentos, causando graves daños a las partes internas.

5.2.10 BOMBA DE TRANFERENCIA La bomba de transferencia sirve para enviar 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 6.6 HP hasta 50 HP (3000 BOPD a 30 psi) para servicios estándares (ver figura 14). Es importante verificar antes de iniciar la operación su buen funcionamiento y que el sentido de giro sea el correcto, estar pendiente del nivel del tanque de medida y del tanque de almacenamiento, pues estos son dos factores importantes para evitar derrames de crudo. No debe probarse el sentido de giro por un espacio largo de tiempo ya que al estar sin carga (en seco) se daña el elemento mecánico.

Figura 14. Bomba de transferencia



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5.2.11 TANQUE DE MEDIDA O GAUGE TANK Estos tanques están provistos con doble compartimiento con el fin de facilitar el desalojo de uno de ellos, mientras en el otro se sigue recibiendo y midiendo. Están provistos de compuertas de ventilación y visores. Tienen 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. Generalmente se presentan capacidades de 50, 100 y 200 bbl y nunca se deben utilizar con presencia de H 2S ya que están expuestos a la atmósfera, ni tampoco se deben someter a presiones de caudal mayores a 100 psi debido a que sus paredes no están diseñadas para soportar presiones por encima de éste valor. Véase figura 15.

Figura 15.

Gauge tank

o tanque de medida

Sus principales usos son:

-

Medir tasas de flujo. Permitir la producción del pozo a condiciones atmosféricas, logrando mejores tasas de retorno. Recibir grandes muestras de crudo desgasificado para transferir a los tanques de almacenamiento. Recibir fluidos de completamiento como ácidos, salmueras, geles, entre otros. Servir de valor base para la obtención de un factor de corrección de las turbinas de medición de fluido u OMFC ( Oil Meter Correction Factor )

5.2.12 TANQUE DE ALMACENAMIENTO Este tanque sirve para almacenar el fluido producido después de pasarlo por el tanque de medida. Generalmente se trabaja con dos tipos de tanques de almacenamiento, unos confinados que pueden ser TANQUES DE ALMACENAMIENTO (figura 16) o FRAC TANKS (figura 17), que pueden almacenar hasta 500 bbl y otros en forma de piscina no confinados llamados tanques escuadra. Éstos se emplean para recolectar cualquier tipo de fluido, por ejemplo cuando se hacen trabajos de acidificación, para recolectar el ácido y no enviarlo a la estación, para recibir salmueras o crudos con pH muy bajos, etc. El fluido recibido en los tanques es recogido generalmente por un carro-tanque y enviado a la estación ó a una piscina API dependiendo de lo que se esté recibiendo. Debe normalmente dejarse un margen de seguridad mínimo del 10% de la capacidad del tanque. ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Figura 16. Tanque de almacenamiento

Figura 17. Frac Tank 5.2.13 PLANTA ELÉCTRICA Es el eje principal de la operación. De ésta depende el funcionamiento de los equipos, ya que un corte del sistema de energía obligaría a la parálisis de las operaciones, pues la planta o generador eléctrico alimenta la caseta - laboratorio, el compresor, la bomba de transferencia y las lámparas de alumbrado (para trabajos nocturnos). Véase figura 18.

Figura 18. Planta eléctrica


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5.3 PROCEDIMIENTO DE LOGÍSTICA 5.3.1 SOLICITUD DEL SERVICIO La compañía operadora deberá comunicarse con FLAMINGO OIL S.A. para solicitar el servicio de well test con el suficiente tiempo de anticipación a la apertura del pozo (consultar dicho tiempo), para el alistamiento, movilización y arme de los equipos. Por normas de seguridad no se harán movilizaciones en horas nocturnas. La solicitud se hará preferiblemente por escrito, vía fax o en forma verbal al supervisor de well testing, gerente de operaciones o gerente general de FLAMINGO OIL S.A. Si es verbal se establece que la firma del permiso de trabajo es constancia escrita de dicha solicitud del servicio. Si el servicio a prestar es una operación conjunta con un equipo de workover, dentro del plan de trabajo del mismo, se especifican los trabajos a realizar por parte de FLAMINGO., de esta forma el permiso del equipo de workover incluye al de FLAMINGO.

5.3.2 CHECK LIST Antes de movilizar los equipos se deberá diligenciar la lista de chequeo, de forma que la cuadrilla encargada (ingeniero, operador y técnicos) verifiquen que el equipo, las herramientas, reactivos de laboratorio y todo lo necesario para la operación estén completos. Nota: Una

vez regrese a la base el Set de Well Testing se deberá realizar nuevamente un Check List a fin de contar con el equipo completo y listo para un próximo trabajo, además de disponer del tiempo necesario para hacer reposición de los elementos faltantes en el Set.

5.3.3 SOLICITUD DEL TRANSPORTE DE EQUIPOS Y EL PERSONAL El supervisor de well testing o el jefe de operaciones deberá solicitar por escrito o telefónicamente al encargado de transporte el servicio de carro-macho, cama-bajas, tracto-mulas y camioneta para movilizar el equipo y el personal del turno correspondiente. Debido a que algunas veces el pozo no se abre el mismo día en que se ordena movilizar, el turno de la noche viaja por la tarde después que se les confirme telefónicamente que se abre el pozo en la jornada nocturna. Por seguridad siempre debe haber un vehículo de apoyo con conductor disponible 24 horas y el personal de FLAMINGO no debe conducir, salvo casos de fuerza mayor. El coordinador de transporte determinará si el carromacho de la empresa está disponible o se alquila de otra compañía para viajes largos. Para los separadores 1440 es aconsejable enviar el equipo en cama bajas con apoyo de un macho que los cargue y descargue. La escogencia del personal estará a cargo del jefe de operaciones y del supervisor de well testing. El turno se anotará en el tablero de programación de operaciones y en la bitácora de operaciones.



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5.3.4 MOVILIZACIÓN El cargue de los equipos en la base (separador, caseta, choke manifold, canasta de tubería, gauge tank y demás accesorios) deberá estar supervisada por el jefe de transporte o por el operador del turno de día. La movilización del compresor, aire acondicionado, centrífuga, computador, impresora y canecas de combustible se deberán hacer en camionetas. En lo posible la camioneta deberá escoltar el carromacho. Toda movilización deberá ir acompañada del formato de movilización de materiales y equipos, dejándose una copia al salir. Nunca se podrán violar las normas de seguridad establecidas por El Instituto Nacional de Transito y Transporte (carga larga, ancha y alta) y los límites máximos de velocidad en cada área: - 80 km/h en carretera nacional. - 40 km/h en carretera municipal, a los campos. - 30 km/h en carretera entre pozos.

5.3.5 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 FLAMINGO OIL S.A. conjuntamente con el representante del cliente. En él se deberán especificar el tipo de testing (post-ácido, post-frac., pruebas iniciales, levantamientos de N 2, marraneo, etc.), condiciones de seguridad y demás datos requeridos. Adicionalmente se deberá diligenciar a mano el formato de Análisis de Seguridad en el Trabajo (AST) o su equivalente en cada Compañía, y adjuntarlo al permiso de trabajo.

5.3.6 RECIBO DE LOCACIÓN Y CHARLA DE SEGURIDAD Antes de comenzar cualquier trabajo se deberá diligenciar el formato establecido por la operadora para recibo de la locación, y se realizará un panorama de riesgos (AST) donde se describirán las condiciones operativas y de seguridad existentes previas al trabajo a realizar y que deben ser difundidas a todo el personal en charla preoperacional. Si por algún motivo el ingeniero de turno considera que no están dadas las condiciones operativas o de seguridad requeridas para comenzar el descargue y rig up de los equipos, deberá aclararlo con el encargado del pozo. Si es necesario, se debe dejar constancia escrita de dichas condiciones, y no se iniciarán operaciones hasta tanto se cumplan. Los equipos se descargan en el sitio preestablecido por el encargado del pozo (compañía operadora o equipo de workover), cumpliendo con las normas de distancias seguras, siempre y cuando lo permita el tamaño de la locación y disposición de equipos de otras compañías (taladro, coiled tubing, fracturas, etc.). ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Figura 19. Distancias mínimas entre equipos El descargue de los equipos está a cargo del personal de transporte con la supervisión del ingeniero y operador de turno. Terminado el descargue se deberá hacer la charla de seguridad, con la participación de todo el personal de FLAMINGO OIL S.A. e invitando el personal de la operadora y de otras compañías presentes cuando se estén haciendo trabajos simultáneos en la locación.

5.3.7 SOLICITUD DEL PROGRAMA DE TRABAJO Antes de movilizar el equipo de well testing a pozo se debe solicitar al encargado de la operadora el programa a seguir durante la operación, recalcando la siguiente información:       

Presión de formación y/o presión estimada en cabeza de pozo 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)


MANUAL DE OPERACIONES DE WELL TESTING Fecha: Jul 01 / 2009 

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Datos de la última prueba o condiciones actuales de producción (BFPD, BSW, gas de formación, gas de inyección y cloruros)

Esta información debe ser recibida por escrito para, en base a ella, poder dejar listo el equipo de acuerdo a las necesidades que la operación implica.

5.3.8 REPORTE DE RESULTADOS DE LA PRUEBA La información de los datos de presión de cabeza de pozo (THP, CHP, Presión Estática, Hw), los datos del separador (Presión, Temperatura y Hw), la medida del tanque (producción) y los análisis de laboratorio (BSW, API, Cl ⎯ , pH) se registran cada ½ hora en la tabla del reporte (o según lo requiera el cliente), en donde además se proyecta la producción diaria y acumulada de fluidos (totales, crudo, agua y fluido de tratamiento). A la 12:00 p.m. se realiza la liquidación diaria (hora que puede variar según los requerimientos 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. Por ningún motivo se deben dar datos inherentes a la operación a personal ajeno a las pruebas, ya que estos pertenecen únicamente al cliente y son parte de la información confidencial del mismo.

5.3.9 ENTREGA DE LA LOCACIÓN – CIERRE DEL PERMISO DE TRABAJO Terminado el desarme se procederá a hacer el mantenimiento y aseo de los equipos, haciendo énfasis en evitar la contaminación y dejar la locación limpia, las barandas del contrapozo puestas, etc. Para la entrega formal se diligencia el formato de entrega que tiene la operadora y/o FLAMINGO OIL S.A, y se cierra el permiso de trabajo. Es muy importante que el encargado del pozo o la cuadrilla de producción que realizó la desconexión del pozo, verifique que todas las válvulas queden abiertas y las condiciones del pozo sean normales produciendo a la estación.

5.3.10 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.



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La descarga de los equipos en la base deberá ser supervisada por el jefe de transporte o por el operador encargado, quien deberá firmar la entrada de materiales para verificar que el equipo llega completo y en buen estado

5.4 PROCEDIMIENTOS OPERATIVOS GENERALES Las operaciones de well testing pueden variar dependiendo del campo en que se trabaje, los requerimientos de la compañía operadora, y del tipo de prueba y pozo. Sin embargo, hay ciertas tareas inherentes al trabajo que se realizan de una forma constante con pocas variaciones. Estas se describen a continuación.

5.4.1 PROCEDIMIENTO DE ARMADO (RIG UP) El procedimiento para el armado de un set típico de well testing es el siguiente: 1. Estudiar las condiciones de la locación para reconocer el estado del terreno, equipos de otras empresas u obstáculos que puedan estorbar o dificultar el proceso de ensamble del set, reconocer el espacio con el que se cuenta y referenciar las líneas de alta presión antes de tender las líneas de superficie. 2. Realizar la charla de seguridad con base al estudio de la locación (panorama de riesgos) para planear la ubicación de las líneas, equipos y caseta. Recordar que los cables de conexión siempre deben ir por debajo de la tubería y no se deben tender líneas por encima de las líneas de alta presión. 3. Ubicar el choke manifold a 15 ft de distancia aproximadamente de la cabeza del pozo con la orientación correcta (chokes aguas arriba). 4. El separador y el gauge tank deben ubicarse a 25 pies de distancia como mínimo del pozo y a 25 pies* de distancia entre si. 5. El tanque de recolección debe estar a una distancia mínima de 25 pies* del el gauge tank. Nota: *Estas

distancias dependen de los requerimientos del cliente y del espacio disponible. En locaciones pequeñas, con equipos de múltiples compañías, las distancias pueden ser menores, pero estrictamente mayores a 25 pies.

6. Ubicar la bomba de transferencia y el compresor por fuera de las zonas de riesgo clasificadas si son equipos independientes físicamente de otros. (Lo contrario si están empotrados y con sistema antiexplosión, en el separador y gauge tank respectivamente). 7. Ubicar la planta de energía lo más alejada posible del set para evitar la exposición al ruido. 8. Si se va a tender línea a tea, se recomienda colocarla lo más alejada posible del set teniendo en cuenta la dirección del viento y anclarla a tierra. Dependiendo el caudal de gas a quemar se debe hacer el cálculo de que diámetro de tubería debe usarse y la altura de la misma.



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9. Las distancias pueden ser menores en caso de que no se cuente con el espacio suficiente para la ubicación reglamentaria, sin embargo se deben conservar siempre las proporciones entre si y guardar la ubicación relativa correcta de los equipos. (Mínimo 7 metros de distancia entre si.) 10. Se recomienda planear con otras empresas la ubicación de equipos con el fin de no entorpecer las operaciones entre unos y otros. 11. Ubicar un extintor al lado de la caseta, uno al lado de la planta de energía, compresor y bomba de transferencia, verificando que estén cargados y actualizados. 12. Una vez ubicados correctamente los equipos, conectarse al pozo. Estas conexiones pueden ser a tubería de 2” o 3” rosca pin EUE (a la cual se debe roscar media unión fig. 1502), flanges con brida soldada o roscada con uniones de golpe u otras. 13. Conectar tubos figura 1502 hasta el choke manifold y colocar una “flauta” antes de la entrada al manifold, la cual debe tener un toma-muestras, y conexiones habilitadas para manómetros y si lo exige el cliente, un sensor de temperatura. No olvidar que las uniones de los tubos son de golpe y se debe utilizar un macho de bronce para evitar chispas de esquirlas. Además, es muy importante verificar siempre el buen estado de los empaques de los tubos antes de ensambles para evitar filtraciones, derrames de fluido o emanaciones de gas. Si la presión del pozo no supera 5000 Psi se puede también armar todas las líneas con tubería 602. 14. Conectar el choke manifold a la línea de entrada al separador con tubería 602. 15. Conectar línea de gas (línea amarilla) 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, de tal manera, que impida el paso de fluido desde la línea de producción general hacia el separador y no olvidar verificar que la válvula de bloqueo del pozo esté abierta, antes de empezar la prueba. En caso de que sea con quemadero, se debe tender la línea lo más alejada posible del set, como ya se dijo anteriormente, teniendo en cuenta la dirección del viento y anclándola a tierra. 16. Conectar la línea de crudo del separador (línea verde) al gauge tank con tubería 602 y conectar la salida de éste a la bomba de transferencia y la salida de ésta al tanque de recolección con mangueras o tubería 602 según condiciones y/o exigencias de la compañía operadora. 17. 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.



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18. Colocar el flotador de la válvula de control de nivel y asegurar de forma correcta y segura las bridas y conectar la señal de instrumentación. No golpear la tuberia con el macho cuando se tengan puesto los manómetros en las lineas.

Nota:

5.4.2 INSPECCIÓN PRE-OPERACIONAL DE EQUIPOS 1. Revisar el nivel de aceite del generador, encenderlo y chequear que el medidor de frecuencia esté marcando entre 60 y 65 hertz y el voltímetro 220 V. En caso de que no se registren éstos valores o presenten inestabilidad, se debe emplear una planta de energía de emergencia, que debe tenerse siempre disponible en base. Se recomienda siempre colocar el generador procurando nivelarlo a fin de evitar posibles daños a futuro. 2. Conectar y encender el compresor, y verificar que esté regulando la presión entre 60 psi (encendido) y 100 psi (apagado). Dejar el compresor cargado y listo para empezar la prueba. 3. Conectar y encender la bomba de transferencia y chequear que esté girando en el sentido correcto para transferir la descarga, en caso de que esté girando en sentido opuesto, verifíquese la polaridad de las conexiones. 4. Revisar el choke manifold , chequeando que las válvulas abran y cierren fácilmente, verificando el correcto estado y calibración del choque ajustable, los choques fijos, que las sillas no estén arenadas y que los choques ajusten perfectamente. 5. Chequear todas las válvulas de bypass del separador y del gauge tank , probando que abran y cierren correctamente y que todas tengan sus respectivas manijas. Dejar las válvulas listas para empezar la prueba, abiertas o cerradas según sea el caso. 6. Revisar que la presión de aire de instrumentación desde el scrubber sea de 80 psi. 7. Abrir la válvula de paso del scrubber para suministrar aire a los instrumentos y calibrar las válvulas neumáticas, verificando que abran y cierren normalmente. La válvula de control de líquido debe abrir con 15 psi y cerrar con 3 psi, mientras que la de control de presión debe cerrar con 15 psi y permanecer abierta con 3 psi. 8. Revisar que los visores tanto del separador como de los tanques estén completamente limpios. En caso de que no sea así limpiar con varsol y no olvidar dejar las válvulas comunicantes abiertas. Asegurarse que las válvulas de seguridad de los visores se encuentran abiertas y las de drenaje de los visores cerradas. 9. Acoplar el Barton en el separador y conectar los liners teniendo cuidado de hacerlo correctamente, es decir la línea de alta presión (que se encuentra aguas ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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arriba o antes de la platina del Daniel) con la entrada de alta presión y la línea de baja presión (aguas abajo) con su respectiva entrada. Las entradas están marcadas en el manifold del Barton ( HP para alta presión y LP para baja presión). Dar cuerda al Barton y chequear que esté corriendo el reloj. Deben asegurarse que el registrador de presión se encuentre calibrado, observar que las dos plumillas arranquen de cero. Si están por fuera de ese valor, calibrar antes de empezar. 10. Revisar el empaque del Daniel, el cual debe estar en perfecto estado, verificar el buen funcionamiento de las manivelas del carrier , las válvulas de alivio, de igualación y del espejo. Además que el carrier esté en la cámara superior y los orificios a la mano. 11. En la caseta-laboratorio debe estar el equipo de datos listo para ingresar los mismos, el equipo de laboratorio listo para operar con todos los reactivos necesarios y revisadas sus respectivas fechas de vencimiento y su hoja de seguridad a la vista, el layout del equipo, permiso de trabajo debidamente diligenciado, AST y Medevac. Por ningún motivo se debe empezar la operación sin hacer ésta inspección pre-operacional y se debe exigir al cliente el tiempo necesario para llevarla a cabo. Nota:

5.4.3 PRUEBA DE PRESIÓN Su objetivo es realizar una prueba de presión a todo el sistema que verifique la integridad de la tubería empleada en el arme. Se debe realizar una prueba a baja presión -25% de la presión máxima de trabajo -, y otra prueba a la presión máxima más un factor de seguridad dependiendo de los requerimientos de la operación. Esta prueba debe realizarse con agua limpia empleando un camión de vacío equipado con bomba triplex, o alguna bomba que se encuentre disponible en locación. Sin embargo, en trabajos donde se manejen bajas presiones, y sistemas con alto porcentaje de gas seco, se puede emplear el mismo pozo para realizar la prueba. Este se abre lentamente para probar el sistema y verificar que no haya fugas en ninguna de las líneas ni en el separador. En caso de que se presente alguna filtración, se debe cerrar inmediatamente el pozo desde la cabeza para corregir la falla.

5.4.4 PROCEDIMIENTO PARA CALIBRICIÓN 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.


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5.4.5 PROCEDIMIENTO PARA CAMBIAR UN CHOQUE FIJO 1. Graduar el choque ajustable a la apertura deseada y luego abrir las válvulas de bypass para permitir el paso de fluido. 2. Cerrar las válvulas de bypass de la línea del choque fijo y sacar el líquido a través de la válvula de drenaje. 3. Aflojar y retirar la tapa, y sacar el choque fijo con la llave especial que se tiene para remover choques. 4. 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). 5. Colocar y asegurar la tapa del choque nuevamente y cerrar la válvula de drenaje. 6. Abrir nuevamente las válvulas de bypass del choque fijo y una vez hecho esto, cerrar las válvulas de la línea del choque ajustable. 7. 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.

5.4.6 PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN DE UN SERPARADOR Para el flujo inicial: 1. Verificar que el separador este vacío, todas las válvulas de drenaje cerradas, manómetros instalados, platina de orificio retirada, instrumentación del medidor de gas aislada, oil meters aislados, válvulas de los visores abiertas 2. Setear presión según últimas pruebas realizadas o según requerimientos del cliente o la operación. 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). 5. Durante la prueba: 6. Establecer presión mínima que permita el funcionamiento del separador (observar requerimientos de presión aguas abajo del separador). 7. Establecer nivel al 50% (depende del GOR) 8. Hacer una estimación del caudal del pozo, entonces seleccionar el medidor. ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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9. Confirmar presencia de agua libre. Si el separador es trifásico, mantener nivel. Si es bifásico, drenar agua regularmente. Finalización:

10. Bypasear instrumentación, retirar orificio, bajar totalmente niveles, barrer líneas de aceite y agua con gas, bypasear separador y drenar presión remanente 11. Durante un cierre de pozo en fondo, se debe tener cuidado al finalizar la prueba, y hacerlo siempre unos minutos después de este.

5.4.7 CAMBIO DE ORIFICIO EN EL DANIEL A continuación se enumeran los pasos que se deben seguir para realizar un cambio de orificio de manera correcta en el Daniel. Debe tenerse especial cuidado, ya que aunque aparentemente en una operación sencilla no lo es. Por lo tanto se debe estar seguro de realizar correctamente los pasos, de no omitir ninguno ya que esto puede ocasionar graves accidentes.Tenga mucho cuidado con el manejo de presiones. Para colocar un orificio, síganse los siguientes pasos: 1. Seleccionar una platina de orificio de tamaño adecuado para que la tasa de flujo genere diferenciales dentro del rango de lectura adecuado (entre 20% y 80% del rango del elemento generalmente de 0 a 100 in H 20) 2. Instalar la platina en el carrier de la siguiente manera: los orificios traen una cara “principal” donde viene grabada, la dimensión del diámetro interno en bajorrelieve, el orificio interno tiene un bisel en ésta misma cara. La platina, por lo tanto, debe insertarse en un empaque que bordea su diámetro externo y luego se coloca dentro del carrier con su cara principal aguas abajo. Nótese que el carrier también tiene una cara principal “dentada” que también se orienta aguas abajo. 3. Chequear que la válvula de cortina y la válvula igualadora estén cerradas y la válvula de alivio de la cámara superior, abierta. 4. Aflojar los tornillos de la parte superior y remover la barra de sello y el empaque por la parte superior del Daniel. Es IMPORTANTE no pararse de frente a la ranura de salida de la barra del sello ni colocar la cara de frente a los tornillos durante ésta operación, ya que la presión de la cámara superior puede causar una eyección de la barra o de los tornillos. 5. Instalar el carrier en el tope de la apertura y mover suavemente la manivela hasta engranar con el piñón y proceder a bajar hasta el espejo, teniendo cuidado de no golpearlo. 6. Inspeccionar el empaque de la barra de sello, si no está en buen estado, usar uno nuevo.


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7. Colocar la barra y apretar todos los tornillos empezando por los del centro y terminando por los laterales. 8. Cerrar la válvula de alivio de la cámara superior. 9. Abrir la válvula igualadora para permitir que la cámara superior adquiera la misma presión de la línea de flujo, de lo contrario la apertura de la compuerta se haría muy difícil por la diferencia de presiones. 10. Abrir el espejo. 11. Mover la manivela hasta que se engrane con el piñón inferior. 12. Después de que se logre el engranaje, mover la manivela inferior hasta dejar totalmente abajo el orificio. 13. Cerrar el espejo. 14. Cerrar la válvula igualadora y abrir la válvula de alivio para liberar la presión en la cámara superior y una vez liberada la presión, cerrar nuevamente la válvula de alivio ya que puede haber fuga de gas a través del espejo, causando concentraciones peligrosas de gas explosivo o de H 2S (si el gas no es dulce).

- Ahora para extraer un orificio del Daniel, se deben seguir los siguientes pasos: a) Chequear que la válvula de alivio esté cerrada. b) Abrir la válvula igualadora de presión. c) Abrir el espejo. d) Mover la manivela inferior para subir el carrier hasta que engrane con el piñón superior. e) Mover la manivela superior hasta que el carrier toque el tope de la cámara superior. f) Cerrar el espejo. g) Cerrar la válvula igualadora. h) Abrir la válvula de alivio y dejar despresurizar la cámara superior. i) Aflojar los tornillos de la barra de sello. SIN REMOVERLA DE SU POSICIÓN EN ÉSTE PASO. j) 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. ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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k) Remover la barra y el empaque, teniendo cuidado de no dañar éste último. l) Mover la manivela superior para sacar el carrier hasta que se desengrane del piñón. m) Finalmente, remover el orificio del carrier y luego del empaque.

5.4.8 MEDICIÓN DE FLUIDOS 5.4.8.1 Medición de fluidos líquidos La medición de fluidos líquidos se realiza por medio de un gauge tank, el cual está aforado con una constante en barriles / centímetro (bbl/cm). Está conformado por dos compartimientos que permiten la medición continua durante la operación. Con la diferencia de niveles, la constante del tanque, la temperatura del fluido, y el API @ Temperatura observada (T obs) se puede calcular el volumen producido por unidad de tiempo @ 60°F, de la siguiente manera: Vnet oil = K*MTK *VCF En este caso, el cálculo de fluidos sería, si F Shrk es calculado a 60°F: Vnet Oil = Vgross Oil x (1-BSWt) x FShrk x OMCF Po otro lado, si F Shrk es medido en Shrkinkage Tester, entonces será:: Vnet Oil = Vgross Oil * (1-BSW) * FShrk * OMCF*

Donde: Vnet Oil: Volumen de Aceite neto a 14.7 psi y 60°F Vgross Oil: Volumen de Aceite medido por la turbina a la Presión y Temperatura del separador BSW: Fracción de agua y sedimentos total FShrk : Factor de Shrkinkage o encogimiento en función de API, Presión y Temperatura OMCF: Factor de corrección del medidor de Aceite VCF = Factor de corrección por temperatura Si adicional a la turbina de aceite, se tiene una turbina para medición de agua, el cálculo de estos fluidos será de la siguiente forma: V Net Water = VWater Free + VWater Res

Sabiendo que: V Net Water = VGross Water x VCF x WMCF VWater Res = VGross Oil x BSW x VCF VCF = f(T) ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Donde: V Net Water : Volumen de Agua neta a 14.7 psi y 60°F VGross Water : Volumen de Agua medida por turbina a Presión y Temperatura del separador VGross Oil: Volumen de Aceite medido por turbina a Presión y Temperatura del separador BSW: Fracción de agua y sedimentos WMCF: Factor de corrección de medición del Agua VCF = Factor de corrección por temperatura 5.4.8.2 Medición de gas La medición del gas producido y que fluye a través del separador de prueba se realiza por medio de un medidor de orificio (DANIEL) en el cual se introduce una platina del diámetro de la tubería, con un orificio concéntrico de tamaño conocido. Este disminuye el área de flujo en ese punto lo que genera un diferencial de presión aguas arriba – aguas abajo que se mide generalmente con un barton en pulgadas de agua. Con este dato de diferencial, la presión del separador, la temperatura del fluido, la gravedad específica del gas y datos de composición (contaminantes), se puede calcular el flujo de gas con gran exactitud así (a Presión y Temperatura del separador): Gas1 = K * SQRT(Pest x Hw) Gor 1 = 1000 * Gas 1 / V Net Oil Gor 2 = f (API, P, T) Gas2 = V Net Oil * Gor 2/1000 Gas Total = Gas 1 + Gas2 Gor total = 1000 * Gas Total / V Net Oil

Donde: Gas1 = Gas medido a Presión y Temperatura del separador, MMSCFD Gas2 = Gas liberado desde Presión y Temperatura del separador a Presión atmosférica, MMSCFD Gor1 = relación gas aceite a condiciones de separación, scf/bbl Gor2 = relación gas aceite a condiciones atmosféricas (depende del shrkinkage), scf/bbl Pest = Presión en el separador, in H 2O Hw = Presión diferencial, in H2O K = constante de orificio que está dada por la siguiente ecuación: K = F b * F pb * Ftb * Fg * Ftf * Fr * Y * F pr * Fm * Ft’ * Fa Sabiendo que: F b = Factor de orificio (dato tabulado en la literatura) F pb = actor de presión base = 14.7/Pb Fg = Factor de Gravedad específica = SQRT(1/GE) ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.


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Ftf = Factor de temperatura de flujo = SQRT(520/(460 + Tf) Fr = Factor del número de Reynolds (dato tabulado en la literatura) Y = Factor de expansión (dato tabulado en la literatura) F pr = Factor de Supercompresibilidad = (1/z)^0.5 Fm = Factor por manómetro (dato tabulado en la literatura) Ft = Factor por localización del medidor (dato tabulado en la literatura) Fa = Factor de Contracción - expansión del orificio (puede considerarse despreciable)

5.4.9 ANÁLISIS DE LABORATORIO En toda operación de Well Testing se deben determinar las características fisicoquímicas de los fluidos del pozo, entre las cuales podemos citar: - Gravedad API - BSW por Centrifugación - Determinación de Cloruros, Cl ⎯ - Determinación del pH. Este seguimiento se realiza generalmente cada ½ ó 1 hora dependiendo de las exigencias del cliente.

5.4.9.1 Procedimiento para la determinación de la Gravedad API del crudo y productos del petróleo (según norma ASTM-D 287-92) El procedimiento paso a paso es el siguiente: a. Tome una muestra de aceite, la cual debe estar libre de agua y residuos sólidos, en una probeta de 1000 ml vierta éste volumen de la muestra de aceite, evitando salpicaduras para que no se formen burbujas de aire y reducir la evaporación del compuesto. b. La probeta debe estar ubicada en un lugar exento de corrientes de aire para evitar los cambios en la temperatura. c. Introduzca el termo-hidrómetro suavemente en la mezcla 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 en el nivel marcado por el fluido en el termo-hidrómetro y a éste mismo tiempo lea la temperatura del fluido. d. Con el valor de temperatura y gravedad API leído anteriormente vaya a las tablas de corrección por temperatura y obtenga la gravedad API del fluido a 60 ºF, o haga uso de programas creados para tal fin. e. En el caso de no disponer de un termohidrómetro se usa un hidrómetro y termómetro como dos instrumentos diferentes. f. 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: γ (60ºF/60ºF) = 141.5 / (API+131.5)



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5.4.9.2 Procedimiento para determinar el contenido de agua y sedimentos en crudos por el método de la centrífuga (según norma ASTM-D 96-88) a. 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. (*Para pruebas realizadas por FLAMINGO OIL S.A., si el crudo es poco viscoso y de alto API, se puede obviar el solvente y dejar muestra 100%). b. Agregar 0.2 ml de desemulsificante a la zanahoria y agitar vigorosamente para que el desemulsificante actúe y mejore la separación de la mezcla. c. Llevar la zanahoria a las copas de la centrífuga y ubicarla en forma opuesta con otra zanahoria con 100 ml de solvente para que la centrífuga quede balanceada. d. Se centrifuga durante 10 minutos la muestra 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.

5.4.9.3 Procedimiento para estimar el contenido de cloruros de una solución acuosa en partes por millón (ppm) a. Se toma un mililitro del agua libre resultante de la muestra centrifugada y se vierte en un crisol. b. Agregar 3 gotas de indicador (K 2CrO4 Dicromato de Potasio ) c. 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 nitrato de plata empleado para usarlo en cálculos posteriores. d. Calcular la concentración de cloruros como ppm de Cl- en la muestra aplicando la siguiente fórmula: Ppm Cl- =(35450 * Va * Na) / Vm

Donde: Va = Volumen de Ag NO 3 usado en la titulación, ml Na = Concentración normal de la solución de AgNO 3 usada en la titulación, N Vm = Volumen de agua tomada como muestra para la titulación, ml. 5.4.10 DESARME DEL SET (RIG DOWN) 1. Cerrar la válvula lateral del pozo y esperar entre cinco y 10 minutos para que haya segregación de fluidos (si se tiene gas lift) 2. Presurizar separador y abrir completamente la válvula Fisher de control de nivel para desocupar el crudo del separador. ESTE DOCUMENTO SE CONSIDERA COPIA NO CONTROLADA. LA IMPRESIÓN DE ESTE DOCUMENTO DEBE SER AUTORIZADA POR EL COORDINADOR DE CALIDAD DE FLAMINGO OIL S.A. SE PROHÍBE SU REPRODUCCIÓN O UTILIZACIÓN PARA APROBACIÓN.

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3. Cerrar la válvula de entrada al separador y la válvula de salida de crudo. 4. Cerrar la válvula de salida de gas del separador y abrir la válvula de bypass a la estación. 5. Manteniendo abiertas todas las válvulas del choke manifold , abrir la válvula lateral del pozo y drenar toda la línea. Dejar entrar cierta cantidad de gas hasta completar 100 psi en el separador para descargar el nivel de líquido remanente en el compartimiento de agua. Una vez completadas 100 psi de presión, cerrar inmediatamente la válvula de entrada del separador. 6. Drenar el agua a través de la línea de salida de agua hacia el tanque de recolección o el gauge tank . 7. Cerrar válvula de bloqueo del pozo y la válvula lateral del pozo al mismo tiempo. 8. Drenar la presión de las líneas a través de la válvula de alivio de la válvula cheque. 9. Retirar manómetros, termómetro, desajustar Barton y sacar flotador del separador.

5.5 FACTORES A TENER EN LEVANTAMIENTO DEL POZO

CUENTA

SEGÚN

EL

TIPO

DE

El tipo de levantamiento en los pozos donde se realizan las pruebas influye notoriamente en su desarrollo y resultados. Los principales son:

a. 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. b.

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.

c. ESP: El sistema de bombeo electrosumergible consiste en 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.


Op-m-03 Manual de Operaciones de Well Testing Cnc

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