Separation1_Español Ver. 081229

Controlled Pressure Drilling & Testing Manual de Entrenamiento Separación 1

CONTROLLED PRESSURE DRILLING & T & TESTING MANUAL DE ENTRENAMIENTO

SEPARACIÓN 1

Revisión A B C D

Fecha 3/07 8/8/2007 01/2008 03/2008

Notas Versión Original (En Ingles) Ingles) Reformateado (En Ingles) Reformateado (En Ingles) Reformateado (Español)

Preparado por:

Darin Wanvig/Verónica Hobson

Versión en Español por:

Rivelino A Padilla

Revisión en Español por:

Jorge I. Guevara / Rivelino A. Padilla

Aprobado por:

Ron Hersche

Revision D

Weatherford Derechos Reservados Registrado & Confidencial

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Derechos Reservados Weatherford Registrado & Confidencial

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Índice Ilustrado

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Tabla de Contenido 1.0 Introducción a la Perforación con Presión Controlada... 7 1.1 1.2 1.3 1.4 1.5

Introducción a las Pruebas de Pozo (Well Testing) ........... 10 Diagrama de Proceso e Instrumentación (P&ID)............... 12 Cálculos Matemáticos Básicos ........................................... 17 Porcentaje ......................................................................... 27 Conversión de Unidades .................................................... 31 Gravedad Específica de Líquidos .................................................................... 35 Gravedad Específica de Gases......................................................................... 37 Eficiencias........................................................................................................ 39

2.0 De la Formación a la Separación ................................. 43 2.1

Formaciones ...................................................................... 43

2.2 2.3

Introducción al Fondo de Pozo .......................................... 49 Cabezales de Pozo (Wellheads) ......................................... 53

2.4 2.5 2.6 2.7 2.8 2.9 2.10 2.11 2.12 2.13 2.14 2.15

2.1.1 Mecanismos de Empuje ....................................................................... 47

2.3.1 Preventores de Reventones o Brotes (BOPs)....................................... 55 2.3.2 Hidratos................................................................................................ 55

Dispositivos de Control Rotatorio (RCD) ............................ 58 Familiarización con el Equipo de Perforación..................... 61 Bridas y Tubería ................................................................ 64 Estranguladores (Chokes) y Ensambles (Manifolds).......... 74 Separación......................................................................... 81 Puntos de Muestreo........................................................... 86 Equipos Recolectores de Muestras..................................... 88 Muestreo de H2S ................................................................ 89 Muestreo de Líquidos......................................................... 94 Aforo de Líquidos............................................................... 99 Medición de Gas............................................................... 106 Coeficiente de Estrangulación para Estranguladores Positivos.......................................................................... 114

3.0 Purga hacia el Quemador .......................................... 117 3.1 3.2

Atrapamiento de Aire....................................................... 117 Quema............................................................................. 121

4.0 Seguridad y Preparación del Trabajo......................... 125 4.1 4.2 4.3 4.4 4.5 4.6

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Preparación del Trabajo .................................................. 125 Gerenciamiento de Viaje.................................................. 128 Orden y Limpieza............................................................. 131 Liderazgo......................................................................... 139 Salud y Seguridad............................................................ 144 Trabajando con H2S ......................................................... 148 Weatherford Derechos Reservados Registrado & Confidencial

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4.7

Manejo de Gases en estado Líquido ................................. 155

5.0 Prevención de Daño y Control de Flujo...................... 159 5.1 5.2 5.3 5.4

Trabajando con Propano.................................................. 159 Actuadores y Controladores............................................. 171 Erosión y Velocidad del Gas ............................................. 181 Corrosión......................................................................... 184

6.0 Sistemas de Gas Inerte ............................................. 189 6.1 6.2

Tipos de Bombas ............................................................. 189 Compresión y Unidades de Producción de Nitrógeno ....... 195

6.3 6.4

Resolución de Problemas................................................. 203 Adquisición de Datos Electrónica ..................................... 210

6.2.1 Fluidos Gaseosos.................................................................................195 6.2.2 Gases para Perforación Bajo Balance .................................................195

7.0 Mantenimiento .......................................................... 213 8.0 Apéndice ................................................................... 223 8.1 8.2 8.3 8.4

6

Coeficientes para Estranguladores Positivos de 2” .......... 223 Coeficientes para Probadores de Flujo Crítico de 2” ........ 224 Coeficientes para Probadores de Flujo Crítico de 4” ........ 225 Tabla de Color pH ............................................................ 226


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1.0

Introducción a la Perforación con Presión Controlada

La Perforación con Presión Controlada (CPD por sus siglas en Ingles) consta de tres técnicas de perforación separadas. Estas son: Perforación Bajo Balance (UBD), Perforación con Manejo de Presión (MPD), y Perforación con Aire (AD). Cada técnica se explicará con detalle más adelante.

Definición de Perforación Bajo Balance (UBD) La Perforación Bajo Balance es un proceso en el cual la presión ejercida por columna hidrostática del fluido de perforación es mas baja que la presión del reservorio. Comúnmente los pozos en bajo balance tienen una presión de fondo (BHP) aproximadamente 30% menos que la presión actual del reservorio, pero puede variar de pozo a pozo. Esta presión es una combinación de la presión de la columna hidrostática y la contrapresión mantenida con el ensamble de estrangulación en superficie. El fluido de perforación usado en una operación de UBD puede ser un líquido de baja densidad, como un fluido de perforación base aceite, un líquido aireado con un gas comprimido, o un sistema de espuma. El tipo de sistema dependerá del gradiente de presión del reservorio. La perforación Bajo Balance permite a los fluidos del reservorio a entrar al anular mientras se perfora. Los fluidos serán separados en superficie, el gas será quemado, el aceite y el agua son almacenados en tanques separados, normalmente de 400 a 500 bbl. El aceite será enviado a una refinería y el agua a una facilidad de tratamiento antes de ser inyectada de regreso a la tierra. Esto se hace para cumplir con las políticas ambientales locales del gobierno y puede variar de una región a otra. La tasa a la cual los fluidos de reservorio llegan a superficie es controlada en el estrangulador y diseñada en el programa de perforación bajo balance. La perforación bajo balance tiene varias ventajas, pero la principal razón para perforar bajo balance es reducir el Daño a la Formación. El Daño a la Formación es la restricción de flujo de hidrocarburo desde el reservorio hacia el anular. Esto puede afectar severamente la producción inicial y el Recobro Máximo Esperado (EUR por sus siglas en Ingles) del reser vorio.

Definición de Perforación con Manejo de Presión (MPD) La perforación con Manejo de Presión es un proceso en el cual la presión en el pozo está diseñada para estar ligeramente por debajo de la presión del reservorio. El propósito es perforar bajo balance mientras sea posible utilizar técnicas de control de pozo sobre balance. La mayor ventaja de la perforación con manejo de presión es reducir los tiempos de densificar en zonas sobrepresionadas y reducir perdidas de circulación en zonas de pérdida. Esto se logra perforando ligeramente bajo balance a través de estas zonas y controlando la presión de fondo a través de un ensamble de estrangulación en superficie. Los pequeños brotes serán circulados; si un brote es suficientemente grande para descargar el pozo, el taladro cambiará a control de pozo convencional. El volumen en presas debe ser monitoreado constantemente para contar con una indicación precisa de cuanto fluido de perforación continúa en el pozo.

Definición de Perforación con Aire (AD) La perforación con Aire usa aire a alta presión como fluido de perforación para incrementar la tasa de penetración (ROP), la cual es la mayor ventaja de esta operación. Esto reducirá el tiempo total que se toma para perforar un pozo y reduce los costos de la perforación. La perforación con aire no Revision D


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puede ser usada si existe un gran volumen de líquidos del reservorio fluyendo en el anular porque la limpieza del agujero será un problema. Algunas veces pequeñas cantidades de agua jabonosa (~4 GPM) son usadas como el componente líquido en la perforación con aire para incrementar el volumen superficial de los cortes y ayudar a la limpieza del agujero. Esta es llamada perforación con niebla. La perforación con aire trabaja mejor en formaciones secas, estables y frecuentemente usadas para perforar secciones de revestimiento de un pozo.

Ventajas Potenciales de todos los tipos de CPD        

Reducción de daño a la formación Costo reducido y/o eliminación de procesos primarios de estimulación (Ej., acidificación, fracturamiento) Reducción/eliminación de costosos programas de fluidos de perforación. Reducción/eliminación de pérdida de circulación. Eliminación de pega diferencial de la sarta de perforación Incremento de la productividad Incremento de las tasas de penetración durante la perforación (ROP) Incrementar la vida útil de la broca/barrena.

Desventajas Potenciales del CPD       

Adicional complejidad operacional y de ingeniería Posible colapso del agujero en formaciones inestables Posibilidad de derrumbe de lutitas Incremento de riesgos operacionales (Ej., Mas altas presiones en superficie y pozo fluyendo continuamente mientras se perfora) Nuevos métodos requeridos para disponer cortes de perforación Equipo especializado requerido (Ej., sistema de control en superficie, preventor rotatorio de reventones) Posibilidad de costos operacionales más altos

Tipos de Fluidos de Perforación usados en UBD:       

Lodos base Agua (Deben ser compatibles con la formación objetivo) Lodos base Aceite Agua fresca Agua producida Soluciones de salmuera Petróleo crudo Diesel

Varios Medios usados para “Gasificar” Fluidos de Perforación en UBD   

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Gas Natural (típicamente metano) Nitrógeno (tanto criogénico como generado por membrana) Aire comprimido


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El nitrógeno es normalmente usado si el fluido de perforación necesita ser gasificado para inducir un estado bajo balance. El Nitrógeno puede ser generado en sitio empleando membranas semipermeables (membrana de nitrógeno) o por expansión de nitrógeno líquido puro a una fase gaseosa (nitrógeno criogénico). El nitrógeno generado en sitio, aunque es menos costoso que el nitrógeno puro, introduce algo de oxigeno (Cantidad permisible determinada por varios estudios es cerca de 5%) en el agujero de tal modo que crea problemas potenciales de corrosión y fuego/explosión dentro del pozo. Este también introduce oxigeno en el separador para control en superficie, incrementando el riesgo de explosión. Abajo se observa la configuración de un proceso de bajo balance típico en un equipo de perforación usando la unidad de generación de nitrógeno en sitio.

Figura 1–1 Operación UBD con equipos de Compresión, Nitrógeno y Equipo de Separación

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1.1

Introducción a las Pruebas de Pozo (Well Testing)

Casi todo el petróleo y gas producido hoy en el mundo proviene de acumulaciones en el espacio poroso de las rocas reservorio, usualmente areniscas, caliza o dolomita. La cantidad de aceite y gas contenida en una unidad de volumen de roca de reservorio está determinada por su porosidad y la saturación de hidrocarburo. Además, el volumen total del reservorio es requerido para estimar el total de reservas en sitio y determinar si la acumulación es comercialmente viable. El conocimiento del espesor de la zona de interés y la extensión del reservorio son requeridos para la determinación de su volumen. Para evaluar la capacidad de producción del reservorio, la permeabilidad o facilidad con la cual los fluidos hidrocarburos pueden fluir a través de los poros del reservorio, debe ser determinada. La permeabilidad puede ser determinada probando el reservorio bajo condiciones dinámicas. Los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un reservorio son su porosidad, saturación de hidrocarburos, permeabilidad, y espesor. Estos parámetros pueden ser estimados a partir de las técnicas de registros de pozo. Además, la determinación de las características de las rocas del reservorio (litología), geometría del reservorio, presión y temperatura de la formación, juegan un papel importante en la evaluación, completamiento, y producción de un reservorio. Pruebas en pozos de petróleo y gas son desarrolladas en varias etapas de la perforación, completamiento y producción, y para diferentes propósitos. Es importante entender completamente las razones para cada una de estas pruebas, y que se espera con los resultados. 1. Pruebas con sarta de perforación (DST, Drill stem tests) en hueco abierto son normalmente llevadas a cabo en pozos exploratorios y mientras la perforación está en progreso. Indicaciones de hidrocarburos, tanto a través de cortes, lodo cortado por gas o registros intermedios hacen necesarias estas pruebas para determinar si un verdadero reservorio existe, o simplemente hay hidrocarburos contenidos en rocas apretadas, que no son explotables. Estas pruebas son normalmente cortas (Menos de 12 horas) y, si son realizadas apropiadamente, proveen evidencia adicional del contenido de fluidos y usualmente de algunos parámetros de la roca (Ej., permeabilidad) 2. Si los registros, las DSTs, u otra información semejante es suficientemente prometedora, el revestimiento puede ser corrido y quizá pruebas adicionales serán llevadas a cabo antes del completamiento. Estas pruebas serán usualmente DSTs en hueco revestido. 3. Luego de las pruebas en hueco revestido, se realiza el completamiento en la zona donde se obtengan los mejores resultados durante las pruebas cortas. En algunas circunstancias, si es suficientemente importante hacer pruebas largas en dos zonas separadas al mismo tiempo, se puede hacer un completamiento dual de zonas. Las pruebas hechas durante la terminación del pozo pueden ser llamadas pruebas de completamiento o producción (El nombre “Prueba de Producción” puede ser engañoso ya que todas las pruebas de rutina hechas en una estación de producción están clasificadas como “Pruebas de producción”). Las Pruebas de Pozo, ya sea pruebas de producción o DSTs, son para obtener información. Ambas están diseñadas para dar información no solo sobre el contenido de fluidos de un reservorio, sino, 10


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en particular, de las propiedades de la roca a través de una correcta interpretación de datos del transiente de presión en el fondo del agujero. La prueba de producción es más larga que un DST, así que las tasas de prueba pueden ser más realistas, permiten mejor planeación, y proveen información adicional del reservorio.

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1.2

Diagrama de Proceso e Instrumentación (P&ID)

El P&ID es un diagrama detallado de ingeniería e instrumentación, de los sistemas de flujo en una locación. Estos sistemas incluyen especificaciones de tubería y direcciones de flujo, incluyendo “Interrupciones de especificación” (spec breaks) de un tipo de tubería a otra, y la aplicación de la tubería.

Detalle de Válvulas, Ubicación y Aplicación Este incluye neumáticas, manuales, hidráulicas y eléctricas. El flujo eléctrico debe ser detallado y cumplir con el código local aplicable a la jurisdicción. El P&ID es una herramienta útil para:    

Entrenamiento HAZID/HAZOP (Hazard IDentification, Identificación de Riesgos /Hazard and OPerability Analysis, Análisis de riesgos y Operabilidad) DWOP/CWOP (Drilling/Completion W orkover On Paper , Reacondicionamiento en Perforación/Completamiento por Escrito) Preparación de Equipo

Entrenamiento en los usos de los sistemas y huellas de los equipos (Vista superior 2D) da a todos los miembros y no miembros del equipo un buen entendimiento de la distribución en la locación donde se ubica el pozo. Los HAZOPs y HAZIDs son procesos sistemáticos para identificar riesgos. “Usted no puede manejar lo que no conoce”.  



HAZOP es una revisión de sistemas de proceso y procedimientos operativos para confirmar si estos operarán como se desea, sin adicionar algún riesgo evitable. HAZID es una identificación de todos los riesgos potenciales, los cuales podrían resultar de una operación en una facilidad o de una actividad llevada a cabo. Un HAZID esta basado en el proceso HAZOP pero es más flexible. DWOP/CWOP es el programa del pozo por escrito; todo servicio involucrado en la actividad del pozo tiene representación en estas reuniones para discutir puntos de vista o expresar cualquier inquietud.

La preparación del equipo es estonces finalizada y su funcionamiento probado antes de ser despachado a la ubicación del pozo. El proceso del P&ID es completado, en cierto grado, para todas la locaciones de pozo. La complejidad de los P&ID variará mucho dependiendo de la región, características del pozo, y asuntos públicos/ambientales. El proceso del P&ID puede tomar mucho tiempo. Para la aprobación y finalización del documento, este tiene que ser aceptado y firmado por todos los representantes involucrados.

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En ciertas regiones, el representante de la compañía operadora llamará a la base regional del proveedor del servicio y preguntará por los equipos en ese día, así como por la cuadrilla del personal operativo. Muchas veces no existe un proceso de P&ID, pero los parámetros del pozo serán definidos en el programa de perforación.

Figura 1–2 Diagrama P&ID Básico La disposición del equipo puede tener requerimientos jurisdiccionales. Esté conciente de las distancias necesitadas entre los equipos en la región en la que trabaja. Generalmente, estos detalles serán tratados en el proceso del P&ID, aunque una lista de chequeo pre-operacional también asegurará que los requerimientos sean cumplidos. Revision D


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Las plataformas Costa Afuera tienen diferentes requerimientos de zonificación para trabajar comparados con aplicaciones de pozos en tierra, así que las distancias serán un poco diferentes para el espacio entre equipos. Las plataformas requieren un P&ID detallado minuciosamente. Observar las distancias requeridas no es normalmente un problema.

Figura 1–3 Requerimientos de espacio entre Equipos en Plataformas (Off Shore) Requerimientos Reino Unido A: 10 m, o 30 pies

D: 3 m, o 10 pies

B: 25 m, o 75 pies

E: 15 m, o 45 pies

C: 15 m, o 45 pies

F: 13 m, o 40 pies

No Mostrado: Los Quemadores, usualmente de 30 m/90 pies de longitud apuntarán verticalmente a un lado de la plataforma.

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Figura 1–4 Requerimientos de espacio entre Equipos en Tierra (On Shore)

Requerimientos Reino Unido a: 30 m, o 90 pies (mín. de 15 m/45 pies) b: 30 m, o 95 pies c: 25 m, o 75 pies d: 30 m, o 90 pies (mín. de 10 m/30 pies) e: 30 m, o 95 pies (mín. de 10 m/30 pies) f: 25 m, o 75 pies

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Alberta, Canadá Requerimientos a: 30 m, o 90 pies (mín. de 15 m/45 pies) b: 30 m, o 95 pies c: 25 m, o 75 pies d: 30 m, o 90 pies (mín. de 10 m/30 pies) e: 30 m, o 95 pies (mín. de 10 m/30 pies) f: 25 m, o 75 pies


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Figura 1-5 Diagrama de Disposición de Equipos

Diagrama de Disposición de Equipos (Layout) El diseño de Disposición de Equipos será diferente dependiendo de la región y la legislación gubernamental. Algunas veces, la topografía dictará que puede ser llevado a cabo y que no. Algunas distancias entre los equipos serán imposibles de observar. Cuando las distancia no pueden ser obtenidas, la compañía operadora puede solicitar al gobierno regional una reducción en los requerimientos de distancia.

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1.3

Cálculos Matemáticos Básicos

Las matemáticas son usadas cada día así nos demos cuenta o no; cuando compramos algo, viajamos a algún sitio, o nos preguntamos cuanto material es necesario para completar un proyecto. Las matemáticas son usadas regularmente dentro de la industria de petróleo y gas. Presiones, temperaturas, volúmenes y tiempo si no son manejados correctamente puede tener serias consecuencias. El sistema métrico es tan aceptado como el sistema internacional de medidas (SI), abreviado universalmente con SI (del francés Le Système d'Unités Internacional). En los Estados Unidos de Norteamérica las unidades del SI no son aceptadas por la mayor parte de la población, en su lugar se utiliza las unidades inglesas o el sistema imperial. Las unidades inglesas incluyen el galón estadounidense en lugar del galón de vino de la Reina Ana y la fanegada estadounidense en lugar de la fanegada del Winchester. Combinaciones de los sistemas Anglosajones y romanos y ajustado durante los siglos después de la batalla de Hastings en 1066, extensión de unidades inglesas en todas partes de las Islas británicas y colonias británicas que forman la base del sistema Imperial y el sistema comúnmente usado hoy en los EE.UU. La creación del Sistema decimal Métrico sucedió durante el tiempo de la Revolución francesa, el 22 de junio de 1799. En los Archivos de la República en París esto puede ser visto como la primera intervención al desarrollo del presente Sistema Internacional de Unidades.

Cálculos Prefijos SI Prefijo

Símbolo

Magnitud

(Multiplicar por)

kilo

k

10 3

1000

hecto

h

102

100

deca

da

10

10

-

-

-

-

deci

d

10-1

.1

centi

c

10-2

.01

mili

m

10 -3

.001

Las unidades de medida comunes del SI son el metro, gramo, segundo, y amperios.

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Un ejemplo del uso de este sistema es: 0.005 Km. = 0.05 hm = 0.5 dam = 5 m = 50 dm = 500 cm = 5 000 mm O 3 kg = 30 hg = 300 dag = 3 000 g = 30 000 dg = 300 000 cg = 3 000 000 mg Ejemplo: Convertir 25 Kg. a gramos. 10 3 g 25kg × 1kg

= 25 000 g

Ejemplo: ¿Cuantos milímetros hay en un kilómetro? 10 6 mm 1km × 1km

18

= 1 000 000mm


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Factores de Conversión y Abreviaturas Propiedad

S. Ingles

Factor de Conv.

S.Int

Tamaño boquilla Broca

32avos/pulg

mm

0.793

Conc.

ppm

mg/L

1.0

Densidad

ppg

kg/ m³

119.82

Viscosidad de embudo

sec./qt

sec./L

1.057

Caudal de gas

MMscfd Mscfd scfd m3/día

106 m³/ día 103 m³/día m³/día

Propiedad

S. ingles

Factor de Conv.

inH2O

kPa

0.24884

inHg

kPa

3.38639

Gradiente de Presión

psi/ft

kPa/m

22.618

Caudal

gpm

lpm

3.78

28.3168

gpm

m³/min

0.00378

28.3168

bbl/min

m³/min

0.1589

0.0283168

scfm

m³/min.

0.0283168

Peso en gancho

lb

scfd 103m3/dí a N

distancia

pulg

mm

25.4

Torque

Lb·pie

N. m

1.355

pulg

cm

2.54

Velocidad

pie/min

m/min

0.3048

pulg

m

0.0254

mph

kph

1.609

pie

m

0.3048

pulg/sec

m/sec

0.0254

Pie

pulg

12.0

pie/hr

m/hr

0.3048

yd

m

0.9144

Viscosidad

cp

mPa.s

1.0

milla

km

1.609

Volumen

mL

cm3

1.0

Masa lineal

lb/pie

kg/m

1.488

L

m³

0.001

Volumen lineal

bbl/pie

m³/m

0.5216

US gal

L

3.785

Concentrac. de Material

lb/bbl

kg/m³

2.85

US gal

m³

0.003785

Peso masa

lb

kg

0.4535

IMP gal

L

4.546

Libras fuerza

lb

N

4.448

IMP gal

m³

0.004546

potencia

hp

W

745.7

bbl

m³

0.1589

Potencia / unidad de área

hp/pulg²

MW/m²

1.15

bbl

US gal

42

Presión

psi

kPa

6.894

kPa

Pa

1 000

dec

Revision D

35.3147

Presión

S.Int

2240 lb

Tonelada

1.016

1000 kg

Tonelada

1.0

4.448

Ton larga Ton métrica Ton corta

2000 lb.

Tonelada

0.907

1.0


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Abreviaciones símbolo Bbl

nombre Barril

Unidad de volumen

símbolo Mscfd

Cp Gal

Centipoise galón

viscosidad volumen

Pa ppg

Gpm

galón por minuto

ppm

Hp

Caballos de Fuerza

Caudal de bombeo Potencia

Pulg Kph

Distancia Velocidad

Qt RPM

lb

pulgada Kilómetros por hora libra

Fuerza o masa

scfd

Lpm

Litros por minuto

W

MMscfd

Millones de pies cúbicos estándar por día Pies cúbicos estándar por minuto

Caudal del Bombeo Caudal de gas

nombre Miles de pies cúbicos por día pascales Libras por galón Partes por millón Libras por pulgada cuadrada cuarto revolución por minuto Pies cúbicos estándar por día vatios

yd

yarda

distancia

Caudal de gas

ft

Pie

Distancia

Scfm

psi

Unidad de Caudal de gas presión densidad concentración presión volumen velocidad Caudal de gas potencia

Áreas de las Formas más Comunes Las siguientes abreviaciones son usadas para las formulas a continuación: A = Área C = Circunferencia - “el tamaño de algo esta dado por la distancia alrededor de él” V = Volumen S = Área de la superficie π = 3.1416 Al calcular formulas matemáticas se puede usar un acrónimo para recordar el orden al calcular como PEDMAS: Paréntesis ( ), [ ] Exponente 103 División ÷, ⁄ Multiplicación x, · A dición + Sustracción –

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Cálculos de Área Circulo Si el diámetro de un revestimiento de pozo es 7 pulgadas, ¿Cual es su área? ¿Cual es su circunferencia?

r

d

A

=

π r

2

o

π d 2

C

4

= 2 π r

o

π d

Figura 1–6 Área de un Círculo

   

r = 3.5", d = 7.0". πd2/4 = A π x(7 pulg)2/4 π x 49 pulg2/4 π x 12.25 pulg² 38.48 pulg²

Exponente División Multiplicación

Anillo Circular Cuando una tubería es colocada dentro del revestimiento el área cambiará. ¿Cual es el área del revestimiento ahora? R r

d D

Figura 1–7 Área de un Anillo Circular

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= π ( R − r ) o 2

A

     

2

π ( D 2

− d 2 )

4

D = 7.0", d = 2.88": R = 3.5”, r = 1.44" A = π(D2 – d2)/4 π x(D2 – d2)/4 Valores entre paréntesis primero π x[(7 pulg)2 –( 2.88 pulg) 2]/4 Exponente 2 2 π x (49 pulg –8.27 pulg )/4 Sustracción π x 40.73 pulg 2/4 División π x10.18 pulg2 Multiplicación 2 31.99 pulg

Rectángulo

W

l

A

=

l

⋅

w

C

= 2l + 2

w

Figura 1–8 Área de un Rectángulo  

Si el valor de W = 6" y el valor de l = 5.5" 5.5 pulg x 6 pulg Multiplicación 33 pulg² Triangulo a

h

c

b

A

=

1 b 2

⋅

h

C

=

a

+

b

+

c

Figura 1–9 Área de un Triangulo

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Si el valor de a =128.1', b = 110', c =104.4', h = 100' ¿Cual es el área?  ½xbxh Dividir  0.5 x b x h= 0.5 x 110 pie x 100 pie Multiplicar  5500 pie²

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Cálculo de Volúmenes Esfera

r

d

V

=

4 1 π r 3 o π d 3 6

3

Figura 1–10 Volumen de una Esfera Si el valor de d = 10" y r = 5"  4/3 x π x r3 = 4/3 x π x (5 pulg)³  4/3 x π x 125 pulg3  1.33 x π x 125 pulg3  523.59 in3

Exponente Dividir Multiplicar

Caja Rectangular h w l

V

=

l

⋅

w

⋅

h

Figura 1–11 Volumen de una Caja Rectangular Si los valores de h = 4", w = 3.5" y l = 8.25"  

24

4 pulg x 3.5 pulg x 8.25 pulg 115.5 pulg3


Multiplicar

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Cilindro Circular r h

d

V

=

2

π r h

π d 2

o

h

4

S

= 2 π rh

o

π dh

Figura 1–12 Volumen de un Cilindro Circular Considere que este ejemplo es un pozo entubado sin tubería de producción en él, profundidad 9,840 pies Si los valores de h = 9,840’, d = 7" y r = 3.5" ¿Cual es el volumen? Lo primero es convertir todo a las mismas unidades, 9,840 pies a 118,080 pulg      

π x (7 pulg)²/4 x h Exponente π x 49 pulg²/4 x h Dividir π x 12.25 pulg² x h Multiplicar 4,544,251 pulg³ (Para convertir a pies 3, divida 4,544,251 por 12 x 12 x 12 = 1728 para tener en cuenta los tres planos Largo, Ancho y Alto) 4,544,251 pulg³/ 1,728 pulg³/ft 3 2,630 pie³

Cilindro de Anillo Circular d r h R D

V

=

π ( R

2

−

2

r ) h

o

π ( D

2

−

d 2 ) h

4

Figura 1–13 Volumen de un Cilindro de Anillo Circular

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25


Considere el mismo pozo a 9840 pies. Tubería de producción se coloca dentro de la tubería de revestimiento y la tubería tiene un tapón. ¿Cual es el volumen del revestimiento? Revestimiento = 7", Tubería = 2.88", h = 118,080"      

π x

[(7 pulg) 2-(2.88 pulg)2] x h/4 Paréntesis, Exponente Sustracción π x (49 pulg 2-8.29pulg2) x h/4 2 División π x 40.71 pulg x h/4 2 Multiplicación π x 10.18 pulg x 118,080 pulg 3,776,365 pulg3 (para convertir a pies, divida 3,777,701 por 1728 pulg 3/pie3 ) 2185.4 pie³

Si el volumen en pies cúbicos es convertido a barriles el volumen del fluido es 389.2 bbls. Nota: convirtiendo volúmenes y pesos en unidades del SI el proceso es matemáticamente más fácil. Gravedad Especifica del agua = 1.0 1 metro cúbico de agua = 1 tonelada métrica 1 metro cúbico de agua = 1000 litros 1 litro de agua = 1 kilogramo Tomando el ejemplo de la formula del Anillo Cilíndrico Circular y aplicando el sistema métrico. 7 pulgadas convertidos a 178 milímetros (mm), o 0.178 metros, 9840 pies convertidos a 2999 metros 2.88 pulgadas convertidas a 73 milímetros, o 0.073 metros π x (D2 - d2) x h/4 = π x [(0.178 m) 2 – (0.073 m) 2] x h / 4 π x (0.0316 m 2 - 0.0053 m 2) x h / 4 = π x 0.0263 m x h / 4 π x 0.0066 m2 x 2999 m = 62.19 m 3 Un m3 de agua fresca pesa 1000 kilogramos. 62.19 m3 x 1000 Kg/ m 3 = 62190 Kg

26


Revisión D


1.4

Porcentaje

Muchas cosas son descritas usando porcentaje. El meteorólogo dice que mañana hay una posibilidad del 50 % de lluvia. Los grandes almacenes tienen una venta y venden la ropa con el 20 % de descuento. En el tiempo de revisión, su sueldo puede ser incrementado en 5 %. ¿Qué significa esto? ¿Cómo calculamos porcentajes? Porcentaje – una parte de un todo expresado en cientos (diccionario Webster). En la figura a la derecha, la barra gris abarca un 30% de la grafica.

Figura 1–14 Barra de Porcentaje

Otro modo de definir un porcentaje es: una fracción con 100 como denominador. En nuestro ejemplo del meteorólogo que predice una posibilidad del 50 % de lluvia, aquel porcentaje sería definido como 50/100. Si usted divide esto, usted obtiene el porcentaje expresado como un decimal. 50% es lo mismo que 0.50

Revision D


27


Aquí están los pasos para resolver un problema de porcentaje. Solución 1. Exprese el porcentaje como un decimal. 2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje. 3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original. Miremos el ejemplo de venta de ropa. Suponga que usted fue a los grandes almacenes el día de ventas especiales y encontró un par de pantalones que a usted le gustan. Los pantalones originalmente cuestan $50. ¿Cuanto cuestan ahora si el descuento es del 20 %? Solución Real 1. Exprese el porcentaje como decimal. 20% =

20 100

= .20

2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje. 20% _ de _ $50 = .20 × $50 = $10

3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original. Ya que esto es el 20 % de la venta, restaremos el 20 %. Pr ecio _ de _ Venta = $50 − $10 = $40

Ahora, miremos el ejemplo del sueldo. Imagínese que en el 2007, su sueldo era 40,000 dólares. Para el año 2008, su jefe dijo que él le daría un aumento del 5 %. ¿Cual será su sueldo del 2008? Solución Real 1. Exprese el porcentaje en decimal. 5% =

5 100

= .05

2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje. 5% _ de _ $40,000 = .05 × $40,000 = $2000

3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original. Ya que su jefe prometió un incremento de salario, nosotros sumaremos el 5%. Nuevo _ Salario

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= $40,000 + $2000 = $42,000 Derechos Reservados Weatherford Registrado & Confidencial

Revisión D


Use el método de los tres pasos para calcular el porcentaje de los siguientes problemas. 1. Las acciones de Weatherford incrementaron de la noche a la mañana 3%. Si el valor de estas era $45 ayer, ¿cual es su valor hoy?

2. La prueba de ortografía de su hijo en esta semana fue 10% mejor que la semana anterior. Si el obtuvo 80 puntos la semana pasada, ¿Cuál fue su puntaje esta semana?

3. Su hija quiere zapatos nuevos que originalmente cuestan $60. Ella encuentra un almacén que vende los mismos con el 25% de descuento. ¿Cuál seria el precio de venta de los zapatos?

4. Usted piensa comprar el nuevo carro familiar. Ha sido anunciado en 30,000 dólares, pero usted encontró un distribuidor que se lo venderá por el 20 % menos que el precio anunciado. ¿Cuál es el precio de venta?

5. Usted comienza la fabricación de baratijas en su garaje. Los materiales le cuestan 8.50 dólares por cada baratija. Usted aprendió en clase preferentemente que el 125 % es un margen bueno para vender un nuevo producto. ¿Por cuánto puede usted vender las baratijas?

6. El costo de una hamburguesa se a ha incrementado en un 50% en los últimos 10 años. Si hace 10 años costaba 2.49 dólares, ¿Cuanto cuesta una ahora?

Revision D


29


7. El estado ha aumentado sus impuestos en un 10% este año. El año pasado usted pagó $2500. ¿Cuánto tiene que pagar este año?

8. Usted encontró un nuevo aditivo que incrementa el kilometraje por galón de su vehiculo en un 30%. Si actualmente usted recorre 50 Km. por galón, ¿Cuál es el recorrido por galón esperado usando este aditivo?

9. Si el meteorólogo predice que lloverá un 50% de días en las próximas 2 semanas, ¿Cuantos días lloverá si el está en lo correcto?

10. Su asistente ha trabajado para usted durante un año por un salario de $1246. Usted piensa que ha realizado un buen trabajo y quiere darle un aumento del 10%. ¿Cuál es su nuevo salario?

30


Revisión D


1.5

Conversión de Unidades

Medimos todas las clases de cosas en nuestras vidas: tiempo, dinero, velocidad, etc. Los instrumentos que nosotros usamos para medir estas cosas son llamados unidades. Si nos quedamos en un lugar todo el tiempo, las unidades son tan comunes que a menudo dejamos de especificarlas. ¿Si alguna tarde, alguien le pregunta, " qué hora es?” Usted solamente contestaría, "2:30". Usted no diría, " son las dos horas y treinta minutos pasado el mediodía" porque las unidades de horas y minutos desde 12:00 son entendidas. Si usted mira en los clasificados del periódico ofertas de trabajo en los Estados Unidos, colocarán los salarios como 40 k, 80 k, o 120 k. Es asumido que significa 40,000 dólares por año, etc. También, en EU, cuando usted se acerca a una zona escolar y ve un letrero que dice límite de velocidad 20, usted sabe que esto quiere decir mantener su velocidad de coche en 20 millas por hora o menos.

Figura 1–15 En su trabajo usted medirá diferentes cosas con diferentes unidades

Revision D


31


Si usted va a otro país o estudia una nueva cultura, las unidades pueden ser muy diferentes de las que usted ha usado antes. Si usted quiere hacer uso o entenderlas, usted tiene que aprender a convertir de una clase de unidades a otra.

Figura 1–16 El uso de un Sistema de Unidades equivocado puede llevar a grandes problemas

Esta sección cubrirá tres modos diferentes de convertir a unidades diferentes. 1. Adición Simple 2. Multiplicación Simple 3. Multiplicación por uno

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Revisión D


Adición Simple El primer tipo de conversión es la adición simple. Este es usado para convertir temperaturas que están en el mismo tipo de unidades. Tanto Celsius como la escala de temperatura de Fahrenheit tienen referencia a la congelación y puntos de ebullición del agua. En la escala Celsius, el agua se congela en 0 ºC y hierve a los 100 ºC. Esto quiere decir que hay 100 grados Celsius entre la congelación y la ebullición. En la escala de Fahrenheit, el agua se congela en 32 ºF y hierve en 212 ºF. Esto quiere decir que hay 180 grados Fahrenheit entre la congelación y la ebullición. .

Figura 1–17 Un grado Celsius es más grande que un grado Fahrenheit Hay otras dos escalas de temperatura, Kelvin y Rankine. En ambas escalas, el cero es definido como cero absoluto, una temperatura en la cual una sustancia no tiene ninguna energía o movimiento.

La escala Kelvin tiene el mismo tipo de grados que la escala Celsius. Cero grados Kelvin corresponden a -273 ºC. Para convertir de Celsius a Kelvin, usted solamente añade 273. De la misma manera, la escala Rankine tiene el mismo tipo de grados que la escala Fahrenheit.

Cero grados Rankine corresponden a -460 ºF. Para convertir de Fahrenheit a Rankine, añada 460.

Figura 1–18 Una Substancia no tiene energía en el Cero Absoluto

Revision D


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Estas conversiones son de simple adición. Para convertir Centígrados a Kelvin, usted simplemente añade 273. K = ºC + 273 Para convertir Fahrenheit a Rankine, usted simplemente añade 460. R = ºF + 460

Problema Ejemplo Convertir 48ºF a Rankine. R = ºF + 460 = 48ºF + 460 = 508 R Problemas de Práctica 1. Convertir 70 ºF a grados Rankine.

2. Convertir 20 ºC a grados Kelvin.

3. Convertir -40 ºF a Rankine.

4. Convertir 40 ºC a Kelvin.

5. Convertir 100 K a grados Celsi us

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Revisión D


Multiplicación Simple

El segundo tipo de conversión es la multiplicación simple. Esto es usado con (a) gravedad específica de líquidos, (b) la gravedad específica de gases y (c) eficiencia.

Gravedad Específica de Líquidos En la descripción de la densidad de un material, es una práctica aceptada compararla con la densidad de una sustancia común. Para líquidos o alimentos sólidos, la gravedad específica es la proporción de la densidad de un material comparado con la densidad del agua a 60 º F (15 º C). La densidad del agua a 60 º F es 62.4 lb/ft3. La tabla siguiente cataloga la gravedad específica de algunos materiales comunes. Gravedad Líquido o Sólido Especifica Madera 0.70 Aceite de Oliva 0.70 Acetona 0.79 Aceite - Crudo 0.88 Sodio 0.97 Agua 1.00 Agua de Mar 1.03 Acido Acético 1.05 Aluminio 2.80 Arena (cuarto) 7.00 Acero 7.70

La densidad del agua a 60ºF (15ºC) es 62.4 lb/ft3 , 8.34 lb/gal (Sistema Ingles) 1000 kg/m3 , 1 g/cm3 (Sistema Métrico)

Nota: Ya que la gravedad específica de líquidos y sólidos esta comparada con la densidad del agua, algo con una gravedad específica por debajo de 1.00 flotará en el agua. Por ejemplo, la madera tiene una gravedad específica de 0.70. Ya que ésta es menor que 1.00, la madera flotará en el agua.

Figura 1–19 La madera tiene una Gravedad Especifica menor que 1.00, por eso flota

Revision D


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Estas conversiones son de simple multiplicación. Para convertir una GE (gravedad específica) de un líquido o sólido a una densidad, usted simplemente multiplica la gravedad específica de la sustancia por la densidad del agua.

Dliq = GEliq x Dagua Problema Ejemplo ¿Cual es la densidad de la acetona? Dliq = GEliq x Dagua Miramos en la tabla y encontramos que la GE de la acetona es 1.05. Entonces reemplazamos esta en la formula.

Dliq = GEliq x Dagua = 1.05 x 62.4 lb/ft3 = 65.5 lb/ft 3 Problemas de Práctica 1. ¿Cual es la densidad del Aceite - Crudo?

2. ¿Cual es la densidad del Acero?

3. ¿Cual es la densidad de la madera?

4. ¿Cual es la densidad de la acetona en unidades métricas? (Tenga en cuenta: la GE es independiente de unidades, luego use D agua = 1000 kg/m3.)

5. ¿Cual es la densidad del agua de mar?

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Revisión D


Gravedad Específica de Gases Para un gas, la gravedad específica es la proporción de la densidad de un material comparado con la densidad del aire a temperatura y presión estándar (60 º F y 14.7 PSI). La densidad del aire en estas condiciones es 0.0763 lb/ft3. La tabla siguiente cataloga la gravedad específica de algunos gases comunes en condiciones naturales.

Líquido o Sólido Hidrogeno (H) Helio (He) Metano (CH4) Vapor de Agua Monóxido de Carbono (CO) Nitrógeno (N2) Aire Oxigeno (O2) Dióxido de Carbono (CO2)

Gravedad Especifica 0.07 0.14 0.55 0.62 0.97 0.97 1.00 1.10 1.52

La densidad del aire a 60ºF y 14.7 psi es 0.0763 lb/ft³ (Sistema Ingles) 1.22 kg/m³ (Sistema Métrico)

Nota: Ya que la gravedad específica de un

gas esta comparada con la densidad del aire, algo con una gravedad específica por debajo de 1.00 flotará en el aire. Por ejemplo, el helio tiene una gravedad específica de 0.14. Es por eso que un globo lleno del helio flota.

Figura 1–20 Un globo lleno con cualquier Gas con GE menor a 1.00 flotará Revision D


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Estas conversiones son multiplicaciones simples. Para convertir la GE (gravedad específica) de un gas a una densidad, usted simplemente multiplica la gravedad específica del gas por la densidad del aire. Dgas = GEgas x Dair

Problema Ejemplo ¿Cual es la densidad del metano? Dgas = GEgas x Daire Miramos en la tabla y encontramos que la GE del metano es 0.55. Entonces reemplazamos esta en la formula. Dmetano = GEmetano x Daire = 0.55 x .0763 lb/ft3 = .042 lb/ft3 Problemas de Práctica 1. ¿Cual es la densidad del helio?

2. ¿Cual es la densidad del nitrógeno?

3. ¿Cual es la densidad del vapor de agua?

4. ¿Cual es la densidad del nitrógeno en unidades métricas? (Tenga en cuenta: la gravedad especifica es independiente a las unidades, luego use Daire = 1.29 kg/m3.)

5. ¿Cual es la densidad del monóxido de carbono?

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Revisión D


Eficiencias A causa de la fricción y consecuentemente pérdidas por calor, la energía o el trabajo producido por una máquina ( W o) es siempre menor que la energía o el trabajo puesto en la máquina ( W i) . La relación entre el trabajo de salida y el trabajo de entrada en una maquina se denomina eficiencia (η). Este cálculo (o conversión) es una multiplicación simple. Para calcular W o desde W i , simplemente multiplicamos por la eficiencia (η). η =

W o W i

o

W o

= η × W i

Problema Ejemplo Si en un compresor 900 hp es el trabajo de entrada a 90% de eficiencia, ¿cual es la potencia de salida de este compresor? W o = η x W i

La eficiencia (η) es .90 y el trabajo de entrada es 900 SCF, entonces solo necesitamos reemplazar en la formula. W o = 0.90 x 900 SCF = 810 SCF Problema de Práctica 1. Si un caballo de fuerza (horsepower) entra al eje de una bomba con eficiencia del 80 %, ¿cuántos son los caballos de fuerza (horsepower) del agua a la salida?

2. Cual es el trabajo de salida de un motor que requiere 3 hp y tiene una eficiencia del 95%

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Multiplicación por uno El tercer tipo de conversión es la multiplicación por uno. Este método puede ser usado en el porcentaje más grande de conversiones. Una de las leyes básicas de la matemática dice que un número multiplicado por 1 es igual a ese número. Otro modo de refrán que es: la multiplicación de un número por 1 no cambia su valor. Esto puede ser sumamente útil queriendo convertir una cantidad en ciertas unidades a una cantidad equivalente en otras unidades. Empecemos con algunos ejemplos simples. Problemas Ejemplo Fracción a Porcentaje Suponga a alguien le dice que la mitad de los carros en el estacionamiento son blancos. ¿Cómo puede usted expresar esto como un porcentaje? Usted puede multiplicar la fracción ½ por un término igual a uno. Así, si multiplicamos ½ por 50/50 (que es igual a 1) esto cambiará las unidades, pero no el valor real. 1 2

×

50 50

=

1 × 50 2 × 50

=

50 100

= 50%

Ya que el porcentaje es el valor de algo expresado como una fracción de 100, podemos ver que ½ es = 50 %. Así, en nuestro ejemplo, diciendo que ½ de los carros en el estacionamiento son blancos es lo mismo que decir, que el 50 % de ellos es blanco. Cuartos de Dólar Imagínese que usted ha llevado a su hijo y tres de sus amigos a comer pizza. Mientras usted espera que se cocine su pizza, los muchachos quieren jugar un videojuego. Este cuesta ¾ de dólar por cada juego y todos los cuatro muchachos quieren jugar. ¿Cuántos dólares tendrá que gastar usted para conseguir a los suficientes cuartos para que los muchachos puedan jugar? Primero, calcule cuantos cuartos usted necesita. 4 juegos ×

3cuartos 1 juego

= 12cuartos

Ahora convierta los 12 cuartos en una cantidad igual de dólares. Para hacer esto podemos multiplicar por una cantidad igual a 1. Sabemos que 4 cuartos de dólar = 1, así, la expresión siguiente es verdadera 1dolar 4cuartos

=1

Así, nosotros multiplicamos 12 cuartos por la expresión igual a 1.

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Revisión D


12cuartos ×

1dolar 4cuartos

=

12cuartos × 1dolar 4cuartos

La cantidad, cuartos, está tanto en la parte superior como en la inferior de la fracción, entonces ellos se cancelan el uno al otro. Entonces usted divide 12 por 4 para conseguir la respuesta final. 12cuartos × 1dolar 4cuartos

= 3dolares

Así, usted necesita dar a su hijo $3 para que el y sus amigos puedan jugar el video juego. SCFH a SCFM Tomemos un ejemplo de perforación bajo balance. Le han dicho que un compresor produce 50,000 SCFH (pies cúbicos estándar por hora). Su cliente está acostumbrado a escuchar la capacidad de salida del compresor en SCFM (pies cúbicos estándar por minuto). ¿Cómo los convertiría usted? Recuerde que usted siempre puede multiplicar n cantidad de veces 1 sin cambiar el valor. Usted sabe que hay 60 minutos en una hora, así 1 minuto hr/60 = 1. Luego, usted puede multiplicar 50,000 SCFH por 1 minuto hr/60. 3 ft std

1hr × 50,000 hr 60 min

=

3 × 1hr 50,000 ft std

hr × 60 min

La cantidad, horas, está tanto en la parte superior como en la inferior de la fracción, entonces ellos se cancelan el uno al otro. Entonces, usted divide 50,000 por 60 para conseguir la respuesta. 50,000 ft 3 × 1hr hr × 60 min

=

3 50,000 ft std

60 min

= 833

3 ft std

min

= 833SCFM

Barriles a Galones Vamos a hacer un último ejemplo de UBD. Usted trabaja sobre un pozo que fluye 40,000 barriles por día. Para hacer los cálculos sobre su equipo, usted necesita el caudal en galones. ¿Cómo los convertiría usted? Primero, encuentre una cantidad que sea igual a 1. Usted revisa su carta de conversión y ve que 1 barril es igual a 42 galones. Entonces usted sabe que 42 galones/1 barril = 1. Entonces usted multiplica 40,000 barriles por 42 galones/1 barril. 40,000bariles ×

42 galones 1barril

=

40,000barriles × 42 galones 1barril

La cantidad barriles esta tanto en la parte superior e inferior de la fracción anulándose entre ellos mismos. Luego usted multiplica 40,000 por 42 para tener la respuesta. 40,000barriles × 42 galones 1barril

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= 40,000 × 42 galones = 1,680,000 galones


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Sección 2 De la Formación a la Separación

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2.0

De la Formación a la Separación

2.1

Formaciones

Durante la mayor parte de l siglo 20, el petróleo y el gas han sido el combustible de preferencia en el mundo moderno. La exploración de petróleo y gas ha sido mejorada con los años con la ayuda de la ciencia, la experiencia, y la tecnología moderna. Entender las características de las formaciones incrementa el potencial de recobro de hidrocarburos y minimiza errores que puedan causar daño a la formación.

ACUMULACIÓN ORGÁNICA La ciencia teoriza que el petróleo y el gas provienen de “acumulaciones orgánicas”, depósitos de restos de vida animal y vegetal bajo cientos de metros de tierra. La acumulación ocurrió hace millones de años debido a la erosión causada por el agua y el viento, atrapando el material orgánico en las capas de tierra que se formaron con el tiempo. El peso de la Revision D


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capa incrementó, transformando el material atrapado en depósitos de petróleo y gas en la roca. Capas impermeables en la parte superior de las trampas previenen que el petróleo y el gas escapen.

ORIGEN ABIOGÉNICO DEL PETRÓLEO La hipótesis de un “origen abiogénico del petróleo” indica que la mayoría del petróleo y el gas se formó en el manto de la tierra, y entonces migró a través de las capas estratigráficas hasta ser atrapadas en trampas impermeables. La teoría del “origen abiogénico del petróleo” contradice a la teoría de “Acumulación orgánica” la cual es más popular. El “origen abiogénico del petróleo” es puesto en duda en la comunidad occidental, aunque está ganando popularidad en Europa y el lejano oriente.

Tipos de Rocas En la tierra existen tres tipos de rocas: Ígneas, Metamórficas y Sedimentarias. 1. La Roca Ígnea esta formada por la solidificación de magma o roca volcánica. Este tipo de rocas harían un pobre reservorio. La roca de lava es un ejemplo de roca ígnea. 2. La Roca Metamórfica se forma cuando otro tipo de roca es sometido a alta presión y alta temperatura causando que se transforme, normalmente pasando a una condición altamente cristalina. Este tipo de rocas harían un pobre reservorio. El Granito es un ejemplo de roca metamórfica. 3. La Roca Sedimentaria se inicia con la erosión debido al viento y el agua. Esta erosión crea pequeños depósitos de sedimentos que se disponen en suelo terrestre o el fondo marino. Estas capas de sedimentos se acumulan y se vuelven más pesadas. Debido al incremento de peso y calor, estos depósitos inician un proceso de consolidación. Las rocas químicas y clásticas son ejemplos de rocas sedimentarias. Las rocas químicas incluyen las calizas, dolomitas, sales y concreto. Las rocas clásticas incluyen las areniscas. Las rocas sedimentarias son buenos reservorios, porque el petróleo, gas y agua pueden ocupar el espacio vacío entre la roca. Los sistemas de reservorio tienen tres características básicas: Tipo de Trampa, Tipo de Fluido y Mecanismo de empuje. Estos mecanismos son importantes si un reservorio existe o este va a ser producido. El yacimiento se depletará con el tiempo, el mecanismo de empuje se debilitará, o el pozo incrementará el corte de agua, haciendo la producción de petróleo no factible económicamente debido al costo de la disposición del agua de formación.

Tipos de Trampas Las Trampas son las que previenen que el petróleo, el gas y el agua migren a la superficie como filtraciones de aceite. Las rocas metamórficas y lutitas impermeables forman una capa de roca, la cual es el mejor mecanismo de atrapamiento para formaciones de petróleo y gas llamada roca sello. Los tipos de trampas se clasifican en Estructurales y Estratigráficas.

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Trampas Estructurales se forman cuando la corteza terrestre es deformada por un plegamiento debido a un sismo o a consecuencia de una falla en la corteza. Una estructura salina, también llamada domo salino penetrante, es otra trampa estructural, causada por la sal al ser forzada a través de las diferentes capas superiores. Las trampas estructurales están clasificadas en tres tipos: Trampas anticlinales, Trampas de Falla, y trampas Salinas también conocidas como trampas de domo penetrante. Las trampas también pueden estar combinadas.

Figura 2–21 Trampa Anticlinal

Figura 2–22 Trampa de Falla

Figura 2–23 Trampa Anticlinal-Falla

Figura 2–24 Trampa Domo Penetrante

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Trampas Estratigráficas: están estructuradas por la transformación natural, o terminación de la roca permeable en la parte superior de la formación, por el calor y presión de otras capas (Estratos) en el tope de la formación rocosa. Esta roca es transformada naturalmente; así que encontrar este tipo de formaciones es más difícil que localizar trampas estructurales porque es difícil determinar donde comienza la permeabilidad e impermeabilidad.

Figura 2–25 Trampa Estratigráfica #1




Permeabilidad y Porosidad Una formación rocosa debe tener características de porosidad y permeabilidad en algún grado si esta es productiva de petróleo. 



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Porosidad: es la relación entre el volumen del espacio vacío respecto al volumen total de una roca, o una medida de la habilidad de la roca para almacenar fluidos. Permeabilidad: hace referencia a conductividad de fluido a través del medio poroso, o la facilidad con la cual un gas o líquido fluye a través del espacio poroso interconectado en la formación rocosa.


Revisión D



2.1.1 Mecanismos de Empuje Los mecanismos de empuje son los que desplazan (impulsan) el petróleo desde el subsuelo hasta la superficie para su producción. Las formaciones tendrán mecanismos de empuje combinados. Estos son los tres mecanismos de empuje básico.   

Empuje por Gas en Solución Empuje por Capa de Gas Empuje por Frente de Agua

Empuje por Gas en Solución El empuje por Gas en Solución sucede cuando el gas está disuelto en el líquido, como en el caso del petróleo en un pozo. Cuando la presión es liberada, toma lugar la expansión del líquido y el gas se separa. Es muy parecido a abrir una lata de bebida gaseosa, el gas causa un pequeño estallido o efervescencia. La expansión del gas se convierte en el mecanismo de empuje de la formación.

Figura 2-29 Empuje por Gas en Solución

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Empuje por Capa de Gas El empuje por Capa de Gas contiene hidrocarburos livianos y algunas veces pesados. Los hidrocarburos livianos no pueden ser comprimidos a un líquido cuando las fracciones pesadas existen en estado líquido, así que el gas se acumula en el tope de la formación. Esta acumulación de gas en el tope del reservorio se convierte en la fuerza de empuje primaria.

Figure 2–30 Empuje por Capa de Gas

Empuje por Frente de Agua El empuje por Frente da Agua contiene una enorme cantidad de agua salada en los canales porosos de las capas del reservorio comparada con el petróleo atrapado. El agua es considerada incompresible, pero cuando gran cantidad de agua está bajo presión esto afectará una comparativamente pequeña porción de petróleo. Cuando la formación es producida, la presión declina sobre una basta área permitiendo al agua migrar al área donde la depleción ocurre.

Figure 2–31 Empuje por Frente de Agua

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2.2


Introducción al Fondo de Pozo

La exploración de nuevas fuentes de petróleo (o el empleo de nuevas tecnologías en pozos depletados) involucra una gran cantidad de conocimiento del subsuelo. Entender las bases de los requerimientos en fondo de pozo es esencial para la producción de aceite y gas. Los tipos de terminación como hueco abierto, cañoneado, desviado, vertical, u horizontal son los otros aspectos del completamiento de pozo, así como, gas amargo, múltiples zonas, y estimulación de pozo. La perforación de la formación puede ser realizada mediante: 



Perforación Convencional – cuando el peso del lodo de perforación excede la presión de fondo, previniendo que el pozo brote a la superficie. Esta podría también ser llamada Perforación Sobre Balance. Perforación Bajo Balance – cuando la presión de fondo de pozo no es restringida para alcanzar la superficie. Esta permite a los fluidos en las capas de roca y el lodo de perforación circulen en un sistema controlado.

En ambos casos, el pozo debería tener controles en el subsuelo en sitio para prevenir incidentes. Cuando la industria del petróleo estaba en sus inicios, los pozos eran perforados hasta que ocurría un reventón o brote. Actualmente, esta no es una práctica aceptable.

Diseño de Revestimiento Los revestimientos (Casings) son usados para prevenir que las paredes del hueco se derrumben, para prevenir comunicación entre zonas, y para prevenir que el petróleo alcance la superficie. Esto se hace cementando los revestimientos en el lugar donde se fijara. Existen los siguientes tipos de revestimiento: 





 

Revestimiento Conductor, también conocido como tubo conductor – previene el derrumbe de las capas superficiales blandas mientras se perfora para colocar el revestimiento de superficie. Revestimiento de Superficie, también llamado tubo de superficie – este revestimiento es usado para prevenir la contaminación de la capa superficial de agua fresca por lo cual requiere de una cierta longitud la cual puede variar en longitud desde unos pocos cientos hasta unos cuantos miles de pies. Revestimiento Intermedio, también llamados revestimientos protectores – son usados para aislar formaciones problemáticas y prevenir derrumbes en zonas más profundas. Puede ser necesario utilizar múltiples revestimientos intermedios durante la perforación. Revestimiento de Producción, o algunas veces llamado sarta larga, pasará a través de las zonas de interés y alojará la tubería de producción. Camisa (Liner) de Producción – funciona como un revestimiento de producción colgado en un revestimiento existente para un completamiento de hueco abierto.

Tubería de Producción (Tubing) La tubería de producción es usada para conducir el petróleo de la formación a la superficie. La tubería de producción puede contener varillas de bombeo en aplicaciones de bombeo mecánico, también puede alojar bombas de fondo, empaques y niples para asentar tapones de fondo. La Revision D


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tubería de producción protege al revestimiento contra la corrosión y el desgaste de las varillas de bombeo. También es usada en una sarta dual o para un completamiento de zona dual.

Sarta de Circulación o Sartas de Aceite Caliente La sarta de circulación se baja entre la tubería de producción y el revestimiento a una profundidad de aproximadamente 3000 pies (914 m). El propósito de esta sarta en transferir calor al fondo de pozo por medio de un fluido caliente para prevenir la formación de hidratos en la tubería de producción mientras se está fluyendo. Un sistema de transferencia de calor bombea el fluido a través de la “sarta de circulación” desplazando el fluido frío a través de la válvula de revestimiento en superficie. Eventualmente todo el fluido frío será reemplazado por fluido caliente a través del sistema de circulación.

Figura 2–32 Sarta de Circulación

Figura 2–33 Empaque

El corte de sección en diagrama del cabezal de pozo anterior, muestra la entrada de la sarta de circulación en el ensamble de la brida de sello, pasando a través del ensamble de la cabeza de la tubería de producción y el tazón del revestimiento, a partir de ahí baja la sarta para aceite caliente de 1.660 pulgadas. El fluido desplazado saldría a través de una de las válvulas de revestimiento ubicadas en el ensamble de la cabeza de la tubería de producción. 50


Revisión D



El diagrama del empaque muestra las gomas de sello en las paredes de la tubería de producción justo encima de las perforaciones. Este aísla el revestimiento de la presión de formación del pozo, previniendo que el sistema de circulación sea dañado.

Empaques y Tapones Intermedios Un empaque es un dispositivo que sella el espacio anular entre el revestimiento y la tubería de producción en un pozo, permitiendo que el efluente del pozo pase solo a través del centro del dispositivo y ascienda por la sarta de producción. Los empaques pueden ser recuperables o no recuperables. Un empaque permanente (No Recuperable) tendrá que ser molido, o perforado, destruyendo el dispositivo si es requerido por el programa del pozo. Los tapones intermedios y empaques son básicamente dispositivos similares. Los tapones intermedios tienen la habilidad de aislar una zona más baja de otra superior en un pozo colocando un vástago o “mandril” en el centro del tapón. El mandril toma el lugar que tomaría la tubería de producción si se usara un empaque.

Figura 2–34 Tipos de Tapones Intermedios Recuperables

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Las aplicaciones para los tapones intermedios y empaques:      

Protección del revestimiento de sustancias corrosivas Aislamiento de Sistemas de Circulación Uso en Fracturas/Estimulaciones Aislamiento de una zona objetivo para pruebas de productividad en un completamiento de múltiples zonas Cementaciones remediales Operaciones de reparación de pozo

Los completamientos de pozo que no tienen un empaque generalmente son pozos de gas dulce.

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Revisión D


2.3


Cabezales de Pozo (Wellheads)

El conjunto del cabezal de pozo o árbol de navidad, es el mecanismo de control primario en una locación de pozo. Operaciones con cable (Wireline), tubería flexible, equipos de prueba, matar el pozo, etc., son realizadas cuando el equipo esta conectado al cabezal del pozo. Las configuraciones del cabezal de pozo pueden ser extremadamente diferentes de una región a otra, pero esencialmente sirve para la misma función básica. El cabezal de pozo es a menudo referido como tres conjuntos (ver Figura 2-15)

Componentes Los componentes del cabezal de pozo para operaciones de tierra son: 

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

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Tapa o conexión Superior (Tree Cap) – conjunto formado por una brida, unión de golpe o conexión especial en el tope del cabezal de pozo. Tiene una toma o conexión para colocar una válvula de aguja y un manómetro para monitorear la presión de la tubería de producción. Al remover la tapa del tipo unión de golpe, aparece una serie de roscas “EUE” (External Up set End) en la parte interna de la brida con el propósito de conectar equipo de Wireline, líneas para bombeo de fluidos, etc., logrando así que no sea requerido remover esta brida. Válvula de Suabeo – Una válvula de compuerta en el tope del bloque o cruceta de flujo para aislar la presión de pozo de la conexión superior. Esto permite el arme o desmantelamiento de servicios al pozo mientras este continua fluyendo. Cruceta o Bloque de Flujo – una intersección de cuatro puntos permitiendo múltiples uniones al cabezal de pozo; este dispositivo también puede ser llamado tee. Válvula Lateral – esta válvula es colocada en un lado de la cruceta de flujo para proporcionar un medio de aislamiento entre el cabezal de pozo y otros equipos conectados a este. Válvula de Matar – Esta válvula es igual a la válvula lateral y está ubicada en el lado opuesto de esta en la cruceta de flujo. La válvula de matar provee un puerto para que el equipo de bombeo de fluidos se conecte y mate el pozo bombeando fluido para sobre balancear la presión del pozo. La válvula de matar también puede ser usada, si es requerido, para bombear químico como en el caso de antiespumantes en trabajos de limpieza post fracturamiento. Válvula Maestra Superior – una válvula de compuerta colocada antes de la cruceta de flujo, la cual proporciona un medio para cerrar el pozo y aislar el conjunto de la cruceta de flujo permitiendo instalar el equipo de servicio al pozo. Válvula Maestra Inferior – Esta válvula de compuerta tiene la misma función de la Válvula maestra Superior. La válvula inferior es para respaldo en el evento que la válvula superior falle. Brida de Sello – también puede ser llamada adaptador de la cabeza de la tubería de producción, el cual es colocado en el tope de la cabeza de la tubería de producción para colocar las válvulas maestras. Las bridas de sello pueden o no Weatherford Derechos Reservados Registrado & Confidencial

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 

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tener capacidades de circulación dependiendo de los requerimientos de las características del pozo. Válvula de inyección de Aceite Caliente – fijada a la brida de sello para inyectar el fluido caliente para la prevención de hidratos. Cabeza de Tubería de Producción (Tubing Head) – un montaje de carrete que sostiene el colgador de tubería de producción (dog Nut). Esta cabeza tiene puertos laterales con tornillería para fijar válvulas de compuerta para monitorear la presión por debajo del colgador de la tubería de producción. Válvula del Revestimiento de Producción – Válvulas de compuerta fijadas al colgador de la tubería de producción para monitorear la presión del revestimiento, así como, una válvula de retorno de la sarta de circulación donde el potencial de hidratos existe. Tazón del Revestimiento (Casing Bowl) – un montaje de carrete que sujeta el colgador del revestimiento, con puertos laterales con tornillería para fijar válvulas de compuerta para monitorear la presión del revestimiento intermedio. Válvula de Revestimiento Intermedio – Como indica su nombre es la válvula donde el revestimiento intermedio es monitoreado. Si el revestimiento de producción fuga esto se reflejaría durante el monitoreo. Venteo del Revestimiento de Superficie – Una pieza de tubería de 2” fijada al revestimiento de superficie, el cual será dejado en posición abierta y monitoreado por cualquier cambio. El venteo se alinea hacia arriba, e incluye una válvula de baja presión normalmente seguida de un codo de 180 0 para colocar la descarga hacia abajo. (ver Figura 2-16)

Figura 2–35 Conjunto de Cabezal de Pozo 54


Revisión D



Las válvulas del cabezal de pozo nunca deben ser usadas para el regular el flujo del efluente del pozo porque esto dañara las válvulas. El control de flujo debe ser realizado por un sistema de estrangulación (estrangulador de producción).

2.3.1

Preventores de Reventones o Brotes (BOPs)

Configuración de Pozo con “Preventor de Reventones”

PREVENTOR ANULA R

PREVENTOR DE ARIETE CIEGO PREVENTOR DE ARIETE DE TUBERÍA

PREVENTOR DE ARIETE DE CORTE

CABEZA DE TUBERIA DE PRODUCCION Y TAZON DEL REVESTIMIENTO VENTEO DE REVESTIMIENTO DE SUPERFICIE

Figura 2–36 Diagrama de Preventor de Reventones (BOPs) Los preventores de reventones son dispositivos que mantienen el control del pozo mientras se perfora o se mete o saca tubería de perforación o producción. El Preventor Anular tiene un empaque de Caucho que se comprime alrededor de tubería de diferentes diámetros (E incluso sin esta) para prevenir que la presión se escape cuando la tubería es levantada o bajada en el pozo. El Preventor de Ariete aísla la presión en el pozo ya sea con o sin tubería. Los BOPs hidráulicos usan una serie de arietes de sello para contener el pozo. El Ariete Ciego sella el agujero sin tubería en los BOP. El Ariete de Tubería sella alrededor de la tubería de un diámetro específico y el Ariete de Corte como su nombre lo indica corta la tubería para aislar el pozo.

2.3.2

Hidratos

Formación de Hidratos dentro del Pozo Si el gas es comprimido, este se calentará. Al forzar las moléculas de gas a juntarse aplicando presión se genera fricción, y la fricción genera calor. Por ejemplo, si se usa una bomba manual para inflar una llanta de una bicicleta, el cilindro se calentará.

Revision D


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Si la presión del gas es liberada, este se enfriará. Cuando las moléculas de gas comprimido son liberadas de un área contenida, la fricción se reduce y el gas se enfría. Por ejemplo, al liberar la presión de un cilindro de gas comprimido, el cilindro se enfría. Los hidratos contienen hidrocarburos, agua, sulfuro de hidrogeno, y otras sustancias. Estos se pueden formar mientras se fluye, aún si las temperaturas de flujo están por encima del punto de congelación del agua. Los factores que contribuyen a la formación de hidratos son:   

Composición del gas Presión del reservorio Presencia de agua

Se pueden formar dos tipos de estructura cristalina:  

Estructura 1 Cúbica contiene moléculas pequeñas CH4, C2H6 Estructura 2 Diamante contiene moléculas grandes C3H8, i-C4H10, n-C4H10

Composición del Gas Existen dos principales factores que relacionan la composición del gas y la formación de hidratos:  La gravedad específica de los hidrocarburos  La presencia de Sulfuro de Hidrógeno Son necesarias más altas temperaturas en superficie para prevenir la formación de hidratos cuando:  

Se incrementa la concentración de H2S La gravedad especifica del gas es mayor

Presión de Reservorio A mayor presión del reservorio, mayor la caída de presión del efluente del pozo y por lo tanto mayor el potencial de congelamiento. Es esencial que la presión del reservorio se reduzca a un rango óptimo, fluyendo el pozo a una tasa alta, si es posible, para eliminar el potencial de congelamiento.

Presencia de Agua Las moléculas de Agua actúan como una trampa para las moléculas de hidrocarburo que se colocan entre su estructura. El agua crea una estructura de rejilla cuando se enfría. Los hidrocarburos, H 2S y otros gases llenan los agujeros en esta rejilla. Entonces se forman cristales que se fija a las paredes de la tubería de producción en el pozo. Cuando los datos son recolectados en superficie, es muy importante estar atento a la temperatura de cabeza de pozo para prevenir hidratos en el agujero.

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Revisión D



DIAGRAMA PARA DETERMINAR TEMPERATURA DE FORMACION DE HIDRATOS EN PRESENCIA DE H2S Y/O PROPANO

PRESIÓN x 10 -3, PSIA

Revision D


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2.4


Dispositivos de Control Rotatorio (RCD)

Figura 2–37 Cabeza Rotatoria

La Cabeza Rotatoria no es un Preventor de Reventones Existen 3 Tipos básicos de Dispositivos de Control Rotatorio: 1. Activos Activados Hidráulicamente. 2. Pasivos Sello friccional Asistido por la presión del pozo 3. Hibrido El sistema de cabeza rotatoria en un cabezal de pozo debe complementar más no reemplazar el equipo de control primario del pozo. Los preventores anulares y de ariete convencionales para contingencia deben permanecer como equipo de control de pozo estándar de reserva para operaciones de perforación bajo balance.

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Revisión D



Las Cabezas Rotatorias son usadas en diferentes aplicaciones. Algunas características de estas.   

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

Una cabeza rotatoria pasiva es usada en aplicaciones de perforación de baja presión, sin presencia de gas amargo. Una cabeza rotatoria activa en usada para aplicaciones más seguras en casos de alta presión y/o gas amargo. La cabeza rotatoria activa fue diseñada para permitir a la Kelly (Junta hexagonal)/Tubería de Perforación rotar/perforar manteniendo un sello positivo alrededor de esta para contener y controlar el fluido de pozo. El fluido de retorno puede ser enrutado a través del carrete de flujo al equipo de separación. La cabeza rotatoria activa es un dispositivo de sello actuado hidráulicamente y controlado y monitoreado por un microprocesador. Los elementos de sello han sido diseñados con características de bajo desgaste. Esto compensará el desgaste de los empaques y continuará sellando aún si el empaque es totalmente consumido. La cabeza rotatoria es montada en el tope del preventor anular y es conectada a una unidad hidráulica independiente, la cual aloja mangueras y cables para el sistema de accionamiento hidráulico y los controles electrónicos. La unidad hidráulica también monitorea la presión del agujero por debajo de los empaques de sello. El sistema es controlado y monitoreado desde el panel de control del operador, el cual estará localizado en el piso de perforación.

Figura 2–38 Cabeza Rotatoria con sello activo

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Dispositivo de Control Rotatorio Williams Modelo 7100 Máx. Presión rotando: 2,500 PSI @ 100 RPM Presión estática: 5,000 PSI Presión de Prueba del Tazón: 10,000 PSI Máxima Velocidad de Rotación : 175 RPM Temperatura de Operación: - 28 °C to + 121 °C (-20 °F to +250 °F) Tipo de Servicio: Gas Amargo (H2S) Figura 2–39 RCD Williams Modelo 7100

El Dispositivo de Control Rotatorio Modelo 7100 consta de un tazón de acero forjado y un Ensamble Rotatorio con elementos de sello que provee contención de presión y desviación de flujo. Este dispositivo incorpora elementos de sello rotatorio con redundancia dual en su diseño. El cambio del Ensamble rotatorio y los elementos de sello (Gomas o Rubbers) se puede hacer en minutos sin sacar la sarta de perforación del pozo. más grandes no forman hidratos, ya que son muy grandes para mantener estable la estructura de rejilla

Figura 2–40 Vista en Explosión de RCD Williams 7100

60


Revisión D


2.5


Familiarización con el Equipo de Perforación

Los Taladros o Equipos de perforación y mantenimiento convencionales operan con el Cabezal de Pozo desinstalado y colocando el sistema de Preventores de Reventones; estos taladros tienen similitudes y algunas diferencias. El sistema de BOPs debe ser instalado para controlar el pozo mientras la tubería es movida hacia arriba y hacia abajo en el agujero; la presiones contenida en el pozo mediante el preventor anular. Los taladros de perforación, como indica su nombre, perforan la formación de interés. La perforación se realiza adicionando longitudes de tubería a la sarta de perforación, una a la vez, con la broca (o barrena) de perforación yendo más profundo en la roca. El lodo de perforación es adicionado al agujero para lubricar la broca y para vencer la presión de la formación cuando esta es perforada. En la perforación convencional, si el peso del lodo es muy liviano el pozo se arrancará. El personal para operar un Taladro de Perforación:

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El Jefe del Equipo de Perforación (Tool Pusher) es el responsable por las operaciones del taladro, suministros, y mantenimiento necesitado por este equipo. El Tool Pusher es también llamado el Encargado del Taladro. Este trabajará de cerca con el representante de la compañía operadora en las actividades de perforación del pozo. El Perforador es responsable por la cuadrilla de perforación, el funcionamiento del taladro, y operar el malacate para levantar y bajar la tubería en el pozo. El perforador observará los indicios de problemas de control del pozo y corregirá estos para mantenerlo controlado. El Encuellador (o Chango) es responsable por guiar la tubería hacia los peines del encuelladero (Trabajadero o changuero) mientras esta es sacada del pozo y parada a un lado del mástil o torre del equipo. También son responsables por dirigir la tubería del encuelladero a los elevadores para correr esta en el pozo. Cuando el encuellador no es necesitado en la torre, se encarga de monitorear el peso y otras propiedades del lodo, así como de monitorear tanques o presas de lodo, zarandas o temblorinas, y ayudar en el control de pozo. El Mecánico es responsable de la operación y mantenimiento de los motores en la locación donde se encuentra el taladro, así como calentadores, bombas de agua, y tubería asociada con estos.


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Sección 2 De la Formación a la Separación 


El personal de Piso o cuñeros son responsables de hacer las conexiones y desconexiones de tubería; también deben mantener organizado el taladro y limpias las herramientas y equipo.

Los taladros de servicio o reacondicionamiento a pozos son normalmente equipos portátiles en el cual la torre o mástil es levantado y extendido (Tipo telescópico) en su longitud total por un sistema hidráulico. Los taladros de servicio son utilizados en un pozo (después de completada la perforación) para bajar o cambiar la tubería de producción y realizar corridas de cañoneo, bombas de subsuelo, y varillas en aplicaciones de bombeo mecánico. Componentes de Torre de Servicio a Pozos

1. Cabina 2. Motores 3. Indicadores de Motores 4. Eje de Dirección 5. Eje de Transmisión 6. Gatos para nivel y pedestal 7. Viga de Carga y geomembrana 8. Pasarela 9. Plataforma del Perforador 10. Piso de Trabajo 11. Tanque hidráulico 12. Tanque hidromático 13. Caja de Baterías 14. Panel de Distribución Eléctrica 15. Carrete de perforar o principal 16. Carrete de Suabeo 17. Auxiliar de Carrete de Suabeo 18. Panel de Control Perforador 19. Indicador de carrete de Suabeo 20. Patas 21. Bloque de la corona 22. Caja de la Corona 23. Escalera del Taladro 24. Canasta para varillas 25. Trabajadero 26. Sistema de Levantamiento 27. Mástil Telescópico 28. Controles del mástil 29. Líneas de carga 30. Línea de llaves de potencia 31. Línea de Suabeo 32. Línea de Perforar 33. Línea Auxiliar de Suabeo 34. Bloque viajero 35. Gancho 36. Elevadores 37. Llaves de potencia 38. Preventores 39. Salida de válvula 40. Cabezal de Pozo

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Revisión D



El personal para operar un taladro de servicio no es muy diferente a un taladro de perforación: 

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

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Revision D

El Jefe del Equipo de Perforación (Tool Pusher) es el responsable por las operaciones del taladro, suministros, y mantenimiento necesitado por este equipo. El Tool Pusher es también llamado el Encargado del Taladro. Este trabajará de cerca con el representante de la compañía operadora en las actividades de perforación del pozo. El Perforador es responsable por la cuadrilla de perforación, el funcionamiento del taladro, y operar el malacate para levantar y bajar la tubería en el pozo. El perforador observará los indicios de problemas de control del pozo y corregirá estos para mantenerlo controlado. El Encuellador (o Chango) es responsable por guiar la tubería hacia los peines del encuelladero (Trabajadero o changuero) mientras esta es sacada del pozo y parada a un lado del mástil o torre del equipo. También son responsables por dirigir la tubería del encuelladero a los elevadores para correr esta en el pozo. Cuando el encuellador no es necesitado en la torre, se encarga de monitorear el peso y otras propiedades del lodo, así como de monitorear tanques o presas de lodo, zarandas o temblorinas, y ayudar en el control de pozo. Los Encargados de la Caldera son responsables por la operación y mantenimiento de la caldera y el sistema de vapor. El personal de Piso o cuñeros son responsables de hacer las conexiones y desconexiones de tubería; también deben mantener organizado el taladro y limpias las herramientas y equipo.


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2.6


Bridas y Tubería

Las bridas, tubería, y conectores son usadas constantemente en el campo. Algunos ejemplos de estos son: Cabezales de pozo, sartas de tubería, vasijas, uniones de golpe, combinaciones, oleoductos, y conexiones roscadas. Las recomendaciones de las firmas de ingeniería, las leyes federales y regionales, y los códigos de prácticas son observadas al regular las bridas, tuberías y conexiones. Los artículos construidos deben ser identificados con una placa, estampados en el cuerpo o cualquier otro medio práctico. Si no hay una marca identificable, el artículo no deberá utilizarse. Las regiones tendrán diferentes requerimientos de documentación para la instalación de equipo. Las distancias legales para equipo también pueden diferir. En algunas regiones puede no ser requerido realizar un P&ID. La construcción de bridas es regulada por dos instituciones de ingeniería:  

API (American Petroleum Institute). ANSI (American National Standards Institute).

La construcción de vasijas, tuberías, y cabezales de pozo usa diferentes códigos y guías de ingeniería para administrar y fabricar los productos que caen en su jurisdicción. Cuando todos los elementos están involucrados en el proceso de producción, se construyen combinaciones para satisfacer cada jurisdicción. La tabla para bridas ANSI mostrada a continuación indica la clase, presión de trabajo y la presión de prueba para cada clase. La tabla muestra la máxima presión de No-Impacto para cada brida. Las áreas resaltadas en amarillo son los tipos de brida y r ango de temperatura más comunes. Cuando la temperatura se incrementa, el rango de presión de la brida disminuye. Las clases de brida ANSI tienen el mismo rango de presión sin importar su tamaño, ya sean de 1”, 2”, 3” etc. Las bridas ANSI son de “superficie de sello levantada” (Raised Face). El área levantada permite al empaque “flexitálico” sellar con presión. Algunas bridas ANSI han sido construidas con una “Unión Tipo Anillo” (Ring Type Joint, RTJ) la cual es normalmente usada en bridas API. Esto puede causar errores cuando se instala tubería en un trabajo.

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Revisión D



Figura 2–41 Rangos de Presión-Temperatura en Bridas para Tubería de Acero Las bridas API no están clasificadas nominalmente y no es necesario referirse a cartas o tablas para conocer los rangos de presión. En las bridas API los incrementos se designan con números enteros o fracciones y los rangos de presión son estampados en la brida. Por ejemplo una brida 2 1/16” 5000 PSI tendrá estampado: 2 1/16” 5000 PSI R24. Revision D


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Las bridas API pueden tener (“Raised-Face”) cara levantada, superficie de sello de brida o no. Estas bridas tienen un sello “union Tipo Anillo” para un anillo en acero inoxidable que es colocado en una pista. Todas las bridas del tipo BX tendrán cara levantada (sobresaliente).

Durante la instalación del equipo se requerirá que el sistema de flujo tenga cambios de especificación. Los cambios de especificación pueden tener cualquier combinación: brida a brida, API o ANSI, unión a unión o unión a brida y de vez en cuando se puede tener una conexión roscada. Estos cambios de especificación son llamados comúnmente combinaciones, adaptadores, o crossovers. Siempre que hay un cambio de especificación con partes de diferente rango nominal de presión, prevalece la presión mas baja como máxima presión del sistema en este punto de control. Para la línea de flujo este punto de control es el estrangulador. Para un separador el punto de control sería la válvula de contrapresión.

Uniones de Golpe Las uniones de golpe permiten una instalación más rápida de líneas de flujo en comparación con las líneas bridadas o sujetas con abrazaderas porque los tornillos y tuercas consumen más tiempo para su unión y deben ser inspeccionados para asegurar el buen estado de los hilos y cumplan con los rangos de presión y temperatura. Las uniones de golpe son inspeccionadas para verificar la condición de los hilos, deformación de la rosca y empaque y condición de la zona de sello. De ser requerido, compruebe que no haya partículas sobre el hilo, también limpie y engrase para facilitar la conexión y el apriete. Las uniones de golpe tienen el valor de la presión mostrado sobre la parte de la media unión Ala. El rango es para servicio estándar y presión de trabajo en frío. Si el efluente del pozo es amargo, podría reducir los valores máximos de presión debido a la naturaleza corrosiva del gas.

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Revisión D



Figura 2–42 Rangos de Presión para Uniones de Golpe Weco

El rango de presión para uniones Yale es diferente de las uniones Weco como se muestra en la tabla a continuación: NR - no recomendada para gas amargo. SG – recomendada para gas amargo.

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Figura 2–43 Rangos de Presión para Uniones Yale (R&M Technologies) Los sellos tipo anillos (empaques) de las uniones de golpe están disponibles en deferentes materiales como Viton, Buna, Teflón   

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Viton: recomendado para servicio de gas amargo Buna: recomendado para servicio de gas dulce Teflón: recomendado para gas amargo, pero es dificil lograr un buen sello


Revisión D



Figura 2–44 Sello O-Ring bajo presión Cuando en una línea de tubería se usa uniones de golpe para conexiones, estas no están bajo presión si el sello tipo anillo no esta sentado en la pista o canal para sello tipo anillo. Cuando la presión es introducida a la línea, el sello tipo anillo es forzado a lo lejos por la presión. Esta empuja el anillo sobre la pared de en frente, sellando contra la otra parte de la unión. Con el tiempo la pista o canal para el sello tipo anillo se puede corroer (superficie inferior metálica). Esto pasa cundo el fluido o gases quedan atrapados allí y luego son expuestos al aire cuando el equipo es desmontado. desmontado. Cuando esto sucede el equipo no podrá podrá trabajar correctamente correctamente porque también el fluido usara el área corroída como un camino alrededor del anillo y luego hacia fuera de la unión. Se requerirá que usted limpie y engrase la pista/canal o posiblemente sustituya la unión si es roscada o el tubo si es soldada.

Tubería El tubo sin costuras está disponible en diferentes tamaños y tipos de acero. Como en las bridas, las compañías de la ingeniería, los rangos de presión y códigos de la tubería etc. pueden cambiar cambiar según la jurisdicción quienes pueden decir para qué rango están hechas. El tubo de línea soldado es fabricado bajo inspección "de Control de Calidad" para asegurar que la fabricación y material usado son trazables. La trazabilidad de la tubería informa CC donde es fabricado el tubo, que tipo de acero es usado, donde fue comprado, rangos de presión del tubo, brida y unión, quien soldó el tubo tubo y la empresa para para la cual trabaja este personal (soldador). (soldador). A veces una conexión roscada tendrá que ser hecha para instalar un medidor, una válvula, o construir "un muñeco" de alguna clase para completar el armado del equipo. Cuando conexiones NPT (Nacional Pipe Thread) son usadas, es necesario verificar la presión de diseño de cada accesorio. Tenga cuidado con los accesorios accesorios usados. El accesorio con menor menor presión de diseño da la pauta o máxima presión del sistema. Cuando se trabaja con accesorios, el rango de presión estará estampado en el accesorio: 3 M, 3 K (M y K ambos indican 1000). Uniones de tubería pueden tener estampada su cedula (40, 80, XH, XXH etc.). El API 6A proporciona una tabla de información para tubos sin costuras.

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La tabla no incluye corrosión permitida durante operaciones de prueba de pozo. Materiales abrasivos causan erosión, que daña la tubería mucho antes que la corrosión. Tamaño Tubería Pulg.

1/2

3/4

1

1 1/2

2

2 1/2

3

70

Actual O.D. Pulg.

0.840

1.050

1.315

1.900

2.375

2.875

3.500

Cédula (Schedule)

Espesor Nominal Pulg.

I.D. Nominal Pulg.

Acero al Carbón Soldada

40 (STD)

0.109

0.622

1000 psi

80 (XH)

0.147

0.546

2700 psi

160

0.187

0.466

4550 psi

XXH

0.294

0.252

9850 psi

40 (STD)

0.113

0.824

900 psi

80 (XH)

0.154

0.742

2350 psi

160

0.219

0.612

4850 psi

XXH

0.308

0.434

8400 (5000) psi

40 (STD)

0.133

1.049

1300 psi

80 (XH)

0.179

0.957

2600 psi

160

0.250

0.815

4800 psi

XXH

0.358

0.559

8250 (5000) psi

40 (STD)

0.145

1.610

1100 psi

80 (XH)

0.200

1.500

2200 psi

160

0.281

1.338

3850 psi

XXH

0.400

1.100

6500 (5000) psi

40 (STD)

0.154

2.067

2400 psi

1000 psi

3400 psi

80 (XH)

0.218

1.939

3450 psi

2500 psi

4900 psi

160

0.344

1.689

5650 psi

4100 psi

8000 psi

XXH

0.436

1.530

7400 psi

5750 (5000) psi

10450 psi

40 (STD)

0.203

2.469

2600 psi

1000 psi

3700 psi

80 (XH)

0.276

2.323

3600 psi

1950 psi

5100 psi

160

0.375

2.125

5000 psi

3250 (3000) psi

7100 psi

XXH

0.552

1.771

7750 psi

5800 (3000) psi

11000 psi

XXH

0.750

1.375

10900 psi

8800 (3000) psi

15400 psi

40 (STD)

0.216

3.068

2250 psi

950 psi

3200 psi

---

0.254

2.992

2800 psi

1350 psi

3800 psi

80 (XH)

0.300

2.900

3200 psi

1850 psi

4500 psi

---

0.375

2.750

4050 psi

2650 psi

5750 psi

160

0.437

2.626

4800 psi

3350 (3000) psi

6800 psi

XXH

0.600

2.300

6850 psi

5300 (3000) psi

9700 psi

---

0.750

2.000

8750 psi

7100 (3000) psi

12400 psi

---

1.000

1.500

12000 psi

10250 (3000) psi

17000 psi


NPT Roscada Acero al Carbón

Soldada 4130 HRC 18-22 Max.

Revisión D

Sección 2 De la Formación a la Separación Tamaño Tubería Pulg.

3 1/2

4

4 1/2

5

Revision D

Actual O.D. Pulg.

4.000

4.500

5.000

5.563


Cédula (Schedule)


I.D. Nominal Pulg.




40 (STD)

0.226

3.548

2050 psi

900 psi

2900 psi

80 (XH)

0.318

3.364

2950 psi

1750 psi

4200 psi

---

0.500

3.000

4800 psi

3500 (3000) psi

6800 psi

XXH

0.636

2.728

6250 psi

4900 (3000) psi

8850 psi

---

0.750

2.500

7550 psi

6150 (3000) psi

10700 psi

-----

1.000 1.250

2.000 1.500

10400 psi 13200 psi

8900 (3000) psi 11650 (3000) psi

14700 psi 18700 psi

40 (STD)

0.237

4.026

1900 psi

900 psi

2700 psi

---

0.250

4.000

2000 psi

1000 psi

2850 psi

---

0.312

3.875

2550 psi

1500 psi

3600 psi

80 (XH)

0.337

3.826

2750 psi

1700 psi

3900 psi

---

0.364

3.772

3000 psi

1950 psi

4250 psi

120

0.438

3.624

3650 psi

2550 psi

5200 psi

---

5.000

3.500

4200 psi

3100 (3000) psi

6000 psi

160

0.531

3.458

4500 psi

3400 (3000) psi

6400 psi

XXH

0.674

3.152

5850 psi

4700 (3000) psi

8300 psi

---

0.750

3.000

6600 psi

5400 (3000) psi

9350 psi

---

1.000

2.500

9100 psi

7850 (3000) psi

12900 psi

---

1.250

2.000

11650 psi

10300 (3000) psi

16500 psi

---

1.500

1.500

14100 psi

12700 (3000) psi

19950 psi

40 (STD)

0.247

4.506

1800 psi

900 psi

2550 psi

---

0.250

4.500

1800 psi

900 psi

2550 psi

80 (STD)

0.355

4.290

2600 psi

1650 psi

3700 psi

---

0.375

4.250

2750 psi

1800 psi

3900 psi

---

0.500

4.000

3750 psi

2800 psi

5350 psi

XXH

0.710

3.580

5500 psi

4450 (3000) psi

7800 psi

---

0.750

3.500

5850 psi

4800 (3000) psi

8300 psi

---

1.000

3.000

8100 psi

6700 (3000) psi

11500 psi

---

1.250

2.500

10400 psi

9200 (3000) psi

14700 psi

---

1.500

2.000

12650 psi

11400 (3000) psi

17900 psi

40 (STD)

0.258

5.047

1700 psi

850 psi

2400 psi

80 (XH)

0.375

4.813

2500 psi

1650 psi

3500 psi

120

5.000

4.563

3350 psi

2500 psi

4750 psi

160

0.625

4.313

4250 psi

3350 (3000) psi

6050 psi

XXH

0.750

4.063

5200 psi

4300 (3000) psi

7400 psi

---

1.000

3.563

7200 psi

6200 (3000) psi

11900 psi

---

0.250

6.125

1350 psi

700 psi

1900 psi


71

Sección 2 De la Formación a la Separación Tamaño Tubería Pulg.

6

Actual O.D. Pulg.

6.625


Cédula (Schedule)


I.D. Nominal Pulg.




40 (STD) ---

0.280 0.312

6.065 6.001

1500 psi 1700 psi

850 psi 1000 psi

2150 psi 2400 psi

---

0.375

5.875

2050 psi

1350 psi

2900 psi

80 (XH) ---

0.432 0.500

5.761 5.625

2400 psi 2800 psi

1700 psi 2050 psi

3400 psi 3950 psi

120 160 XXH ---

0.562 0.718 0.864 1.000

5.501 5.189 4.897 4.625

3150 psi 4100 psi 5000 psi 5900 psi

2450 psi 3350 (3000) psi 4250 (3000) psi 5100 (3000) psi

4450 psi 5800 psi 7100 psi 8350 psi

-----

1.125 1.250

4.375 4.125

6800 psi 7600 psi

5950 (3000) psi 6750 (3000) psi

9600 psi 10800 psi

Nota: Valores entre paréntesis están limitados al API 6A

Figura 2–45 Cédula (Schedule) de tubería sin costura

72


Revisión D



Las bridas y uniones son hechas para conectar el sistema de flujo desde el cabezal de pozo hasta el quemadero, el tanque de producción o un oleoducto. Es importante mantener limpias y sin daño las superficies de conexión. Además, cuando se conectan las bridas, la tornillería y tuercas deben estar en buenas condiciones. Las bridas de Unión Tipo Anillo (Ring Type Joint, RTJ) deben tener la ranura del anillo libre de suciedad, escoria, y grasa; aunque, una delgada capa de grasa es aceptable.  

Si la brida tiene una ranura para anillo tipo R, el anillo puede ser reutilizado si está en buenas condiciones. Si la brida tiene una ranura para anillo tipo BX, el anillo puede ser usado solo una vez.

Cuando se aprietan las bridas BX, la cara de las bridas se tocarán la una con la otra y no habrá ningún espacio entre ellas. En la mayoría de las bridas R, la cara de la brida no estará elevada. Esta será llana o plana a lo largo del diámetro de la brida y es imposible que una brida toque a la otra. Las bridas ANSI tienen cara levantada (Raised Face, RF) y usan anillos planos de acero inoxidable y grafito (Empaque Flexitálico) para sellar la unión de las bridas. Generalmente, un empaque Flex se usará una sola vez. Cuando se hace el apriete, el empaque se deforma, así como el anillo BX. Las conexiones roscadas deben ser inspeccionadas para mantener buena condición y debe ser limpiada. Antes de conectar, asegúrese que las roscas tengan una capa protectora como Cinta de Teflón o un componente sellante. Las reglas y Regulaciones pueden tener variaciones sobre que puede o no ser usado en las diferentes regiones del mundo. Siempre conozca que reglas aplican para su área de trabajo.

Figura 2–46 Brida con Cara Levantada

Revision D

Figura 2–47 Brida con Unión Tipo Anillo


73


2.7


Estranguladores (Chokes) y Ensambles (Manifolds)

Los estranguladores y los ensambles son usados para controlar y dirigir el flujo. El efluente del pozo deberá ser controlado para prevenir incidentes. El estrangulador controlará el volumen de flujo, el ensamble, y el sistema de tubería dirigirán la trayectoria del flujo. Los tres tipos de estranguladores más comunes son:   

Estrangulador Ajustable: el estrangulador puede ser ajustado para permitir más o menos flujo a través del sistema girando una manija o volante. Estrangulador Positivo/Tubo Reductor (Bean): con un diámetro interno fijo (Ej. 20/64”) que solo se cambiará si se desgasta o “lava” el tubo reductor. Estrangulador Tipo Bolsa: una bolsa de caucho en una cubierta de acero. La presión se incrementa a medida que el fluido hidráulico es inyectado entre la cubierta de acero y la bolsa. La bolsa comenzará a colapsar y estrangulará el flujo cuando la presión del fluido hidráulico sobrepase la presión de flujo.

Los Estranguladores Ajustable son los más apropiados para usar cuando el efluente del pozo tiene mínimas cantidades de arena y otros abrasivos fluyendo a la superficie. Si el material abrasivo no se puede evitar, se deben usar asientos y vástagos de tungsteno para incrementar la vida del sistema de estrangulación. Los estranguladores ajustables son ideales cuando se tiene que hacer ajustes incrementales regulares al tamaño del estrangulador y estos deben ser hechos rápida y fácilmente. Figura 2–48 Estrangulador Ajustable H-2 Clásico

74


Revisión D



Los Estranguladores Positivos / Tubo Reductor son estranguladores fijos. Cuando el flujo de un pozo debe permanecer constante, puede usarse un estrangulador positivo para proporcionar una tasa de flujo estable. Si se sospecha la presencia de arena y otros abrasivos, un tubo reductor de cerámica es el más apropiado. El material de cerámica es de fabricación no porosa lo cual dificulta que la arena destruya el tubo reductor. Si se comienza a producir desgaste los indicios del pozo serán (1) disminución en la presión de la tubería de producción e (2) incremento en el flujo de gas. Figura 2–49 Estrangulador Positivo H-2 Clásico

Tubo Reductor H-2 2" Nominal x 1" (Máximo Orificio) 4/64" a 64/64" Disponible en Aleación, Acero Inoxidable, Cerámica y carburo de Tungsteno. Figura 2–50 Tubo Reductor H-2

Tubo Reductor Largo H-2 “BIG JOHN” (2” Nominal) 2" Nominal x 1" (Máximo Orificio) 4/64" a 64/64" Disponible en Aleación, Acero Inoxidable, Cerámica y carburo de Tungsteno.

Figura 2–51 Tubo Reductor H-2 “BIG JOHN” (2” Nominal)

Revision D


75



Tubo Reductor Largo H-2 “BIG JOHN” (3” Nominal) 3" Nominal x 2" (Máximo Orificio) 4/64" a 128/64" Disponible en Aleación, Acero Inoxidable, Cerámica y carburo de Tungsteno.

Figura 2–52 H-2 Tubo Reductor H-2 “BIG JOHN” (3” Nominal)

Si es necesario un cambio de estrangulador, el pozo debe ser desviado a través de un brazo alterno del ensamble.

Si no se está usando un ensamble en una aplicación de un estrangulador sencillo, el pozo debe ser cerrado para realizar el cambio de un estrangulador positivo/tubo reductor.

Figura 2–53 Conjunto de Estrangulador tipo Tubo Reductor

76


Revisión D



Los Estranguladores tipo Bolsa, también denominados mini BOPs, son usados principalmente en operaciones de Perforación Bajo Balance para controlar el flujo de lodo de perforación y de cortes de formación que retornan a la superficie. El material abrasivo recuperado en la vasija es muestreado y analizado por los geólogos. Las operaciones de UBD pueden tener fluctuaciones en la tasa de flujo del material de retorno. El uso de un estrangulador ajustable estándar no sería practico cuando los cortes de perforación están fluyendo a superficie. El efluente abrasivo gastará muy rápidamente los componentes del estrangulador de acero resultando en una falla en el control de pozo. Aunque el control de pozo será un problema, los estranguladores positivos/Tubo Reductor serán eficaces para los cortes de perforación. El ajuste de los estranguladores tardaría mucho y causaría un enorme problema para las operaciones de perforación y posible causa de daño a la formación. Los estranguladores tipo Bolsa pueden ser usados en recobro de arena de fracturamiento, aunque uno del tipo Tubo Reductor de cerámica es el más apropiado.

Figura 2–54 Estranguladores Tipo Bolsa Los ensambles son un sistema de válvulas, tubería, y estranguladores. Los ensambles pueden ser de varios tamaños, presiones y complejidad dependiendo de la aplicación en el pozo. En algunas ocasiones, un sistema de flujo puede tener múltiples estranguladores generando caídas de presión por etapas para la prevención de la erosión y los hidratos.

Revision D


77



Este ensamble de 2” tiene dos estranguladores fijos y un estrangulador tipo bolsa. Idealmente, la tubería después del los estranguladores debería ser de diámetro mayor para disminuir la velocidad del efluente de pozo para prevenir desgaste.

Figura 2–55 Ensamble de Estrangulación

78


Revisión D



A continuación se muestran algunas imágenes de estranguladores y ensambles:

Figura 2–56 Estrangulador Ajustable –Uniones Bridadas

Figura 2–57 Ensamble de Estrangulación

Figura 2–58 Estrangulador Ajustable –Uniones de Golpe Revision D


79



Figura 2–59 Tubo Reductor de Estrangulador Fijo

Figura 2–60 Ensamble de Estrangulación – Instalado

Figure 2–61 Estrangulador Tipo Bolsa

80


Revisión D


2.8


Separación

La separación es el acto de considerar aisladamente cosas que estaban juntas o fundidas. Cuando se fluye un pozo, el efluente de la formación se mezcla, de otra manera, el fluido viaja en baches a la superficie de forma intermitente. En cualquier caso, el separador separa cada fase. Cuando los elementos son separados, es posible medir gas, petróleo/condensado, agua, e incluso sólidos que se acumulan en el fondo de la vasija. Los principios de la separación de fases dependen de las características del pozo. El petróleo es más difícil de separar del agua que el condensado. La liberación del gas disuelto en el aceite puede tomar mucho tiempo, pero en un condensado, esta puede suceder inmediatamente, lo cual parece que este se evaporara. Entre más liviano es el condensado, más rápido se separará del agua y posiblemente solo exista en estado presurizado; Un butano liviano es un buen ejemplo de esto. El diseño de un separador puede ser un poco diferente entre uno y otro. Tamaño, forma, presión de trabajo, y fases a manejar son factores que afectan durante diseño. El efluente del pozo puede tener una sola fase o hasta cuatro fases para ser separadas. Por Ejemplo:    

Fase Gas Fase Petróleo/Condensado Fase Agua Fase Sólida

Un separador puede ser de 2 fases, 3 fases o 4 fases. 





Los separadores de 2 fases solo separan el gas de los líquidos y sólidos. Las unidades de 2 fases normalmente son vasijas grandes, que operan a baja presión, capaces de manejar grandes baches de fluido. También llamados separadores para fracturamiento (frac separators), son simples en diseño y no tienen partes operativas complejas que puedan ser dañadas durante el recobro de una estimulación de pozo. Los separadores de 3 fases separaran el gas, el petróleo y el agua, pero no los sólidos presentes. Los sólidos se acumularan en el compartimento de agua de la vasija. Aunque estos pueden manejar altas presiones, los separadores de 3 fases son generalmente vasijas pequeñas diseñadas para la exactitud en los datos de pruebas y no para recobro de arena. La arena puede dañar el sistema del conjunto de actuadores y válvulas muy fácilmente, especialmente a altas presiones. Los separadores de 4 fases separaran todas las fases del efluente del pozo. Estas unidades son un hibrido de las unidades de prueba y separadores para fracturamiento. Estos separadores tienen una gran vasija, una trampa para sólidos, y pueden medir las fases separadas con igual exactitud que un separador de 3 fases.

Separación de Líquidos del Gas Cuando se diseña un equipo para separar los líquidos del gas, las siguientes teorías físicas o dispositivos pueden ser aplicados. Revision D


81













Choque Divergente (Impingement): cuando el efluente del pozo es rociado tangencialmente contra la pared de la vasija el líquido se adhiere a esta y el gas se libera. Cambio de Velocidad: El efluente diminuirá la velocidad cuando éste viaje de una tubería de diámetro pequeño a una de mayor diámetro, o cuando entra en la vasija. Cambio de Dirección: cuando el efluente del pozo cambia de dirección por un difusor en la vasija, las fuerzas inerciales afectan el gas y el líquido de manera diferente. Cuando ocurre un cambio en dirección, los líquidos no reaccionan tan fácilmente como los gases debido a la diferencia de peso entre unos y otros. Extractores de Niebla /Placas de Coalescencia: cuando el líquido se encuentra mezclado con el gas en forma de niebla, una malla de alambre puede usarse para coalescer las gotas de niebla para crear gotas más grandes que permitan a la gravedad empujarlas hacia el interior de la vasija. Filtros: Son filtros porosos trabajan de la misma manera que los extractores de niebla. Estos costosos filtros pueden restringir la tasa de flujo y tienden a taparse más fácilmente. Fuerza Centrifuga: cuando el efluente del pozo entra en la vasija moviéndose rotacionalmente, los elementos más pesados serán forzados al lado más externo de la rotación y los más livianos serán desplazados al centro.

Separación de Gas de los Líquidos Cuando se diseña un separador para separar gas de un líquido se puede aplicar lo siguiente.  

 



Calor: cuando el calor es aplicado al aceite, la tensión superficial se reduce permitiendo al gas liberarse del aceite. Químicos: la adición de químicos a la corriente de flujo reduce la tensión superficial del aceite, lo cual reduce la formación de espuma y permite al gas liberarse fácilmente disminuyendo la calidad del volumen de fluido. Retención: cuando el efluente del pozo es retenido durante un periodo de tiempo más largo el gas puede liberase del aceite. Agitación: la viscosidad y la tensión superficial bloquean el gas en el aceite, reduciendo la habilidad de los gases para liberarse del petróleo; sin embargo, la agitación, la vibración, y la deflexión desbloquean estos mecanismos. Deflectores: cuando el efluente del pozo cae en cascada a través de un grupo de platos deflectores, se presenta la agitación separando el gas del aceite.

Separadores Tipos de separadores: 

82

Vertical: Cuando la cantidad de gas y líquido es alta, o el pozo produce líquido por baches, las vasijas verticales tendrán la capacidad de manejar el incremento de la producción de líquido siempre y cuando no sea aceite de una formación con gas disuelto. El separador vertical reacciona a los cambios de líquido rápidamente, aunque, cuando el aceite es producido, este se estancará en el tope del equipo no posibilitando que el gas se desprenda del aceite espumado. Derechos Reservados Weatherford Registrado & Confidencial

Revisión D





Horizontal: cuando el efluente de pozo contiene gas en solución, una unidad horizontal permite al aceite extenderse sobre un área grande dando tiempo al aceite y al gas para separarse uno del otro. Cuando esto sucede, será difícil reconocer cambios de líquido en la vasija. La instalación de una o varias placas de rebose puede ayudar con el problema de medición de este tipo de vasijas dividiéndola en secciones y midiendo por separado cada sección. Las secciones separadas pueden ser acondicionadas para atrapar sólidos, petróleo/condensado y agua, y de esa manera medirlos individualmente. Ciclón/Esférico: esta pequeña vasija medirá en un rango limitado de fluidos con buena precisión a bajos volúmenes. La acción centrífuga empuja a los elementos más pesados hacia el exterior del ciclón y los más livianos hacia el centro permitiendo que la separación ocurra. Este tipo de vasija no puede manejar fluidos por baches tan bien como las otras vasijas.

Cuando se opera un separador, este tiene que funcionar correctamente para que sea eficiente durante la separación del efluente en sus fases individuales. En el proceso de toma de decisión todas las consideraciones son tenidas en cuenta junto con la información disponible. A veces, se presentan características imprevistas que cambiaran lo que usted ha preparado. Esto puede necesitar un tipo diferente de vasija o preparar la unidad de manera diferente.

Flujo Crítico Hace referencia a la presión del separador en relación a la presión de la tubería de producción. El control del pozo debe estar en el estrangulador. El líquido de un pozo afecta la tasa de flujo disminuyendo el gas de entrada. Esto causará cambios en la presión del separador, pero no influirá sobre el control de flujo en el estrangulador si se aplica la siguiente consideración: Presión Aguas Arriba / 1.7 ≥ Presión Aguas Abajo Una Buena regla empírica es mantener una presión de 50% o menos aguas abajo del estrangulador. Esto para tener en cuenta errores en la tubería. Instrumentos, etc.

Flujo No-Crítico Ocurre cuando el sistema de presión empleado es restringido de alguna manera. Ejemplos de esto son, cuando se produce a un oleoducto con alta presión, restricciones en el sistema de tubería, etc. El flujo crítico es requerido para obtener conocimiento de la productividad del efluente del pozo.

Perspectiva General del Sistema Superficial de Weatherford Los sistemas de Weatherford proporcionan un proceso seguro ambiental y económicamente para el manejo de todos los retornos fluidos / sólidos desde el agujero hasta la superficie. Estos retornos pueden incluir fluidos producidos, gas, petróleo, acido, arena, agua, fluidos de perforación gasificados, y/o cortes de perforación. Cada componente del paquete de equipo juega un papel para completar este proceso de una manera segura para todo el personal de operaciones. Los paquetes de Weatherford separan las diferentes fases de la corriente de retorno o de fluidos / sólidos producidos y las transfiere apropiadamente para su retorno al fluido de perforación, o las facilidades de almacenamiento diseñadas para tal fin. Adicional al proceso de separación de cada Revision D


83



fase, las tasa de flujo, las presiones, y volúmenes acumulados son continuamente monitoreados y registrados.

Funciones del Sistema de control Superficial Cerrado durante las operaciones de UBD:       

   

Permite continuar perforando con retornos de anular gasificados. Permite continuar perforando mientras se controlan las presiones del anular y caudales de flujo del pozo. Permite que las conexiones de la sarta de perforación sean hechas tanto con el pozo fluyendo o cerrado mientras se mantiene la contrapresión. Permite los viajes de la sarta de perforación bajo presión para cambio de barrena o ensambles de fondo. Proporciona un medio de contingencia en caso de falla del dispositivo de control primario del pozo. Proporciona una vía secundaria de respaldo para los fluidos de retorno. Proporciona un arreglo o ensamble de estrangulación, el cual permite ajustar la presión anular por lo cual no se excederá en ningún momento la presión de trabajo especificada para el equipo. Separa gas(es) y sólidos de los líquidos Separa líquidos no miscibles Permite la recolección frecuente de muestras de cortes de perforación para evaluación geológica. Permite la disposición de todos los fluidos de una manera ambientalmente aceptable.

Componentes Básicos del Sistema de Control Superficial de Weatherford:            

84

Ensamble de Estrangulación/ perforación Recolectores de Muestras Geológicas Separador de Cuatro (4) Fases Mechero o Quemador Vertical Sistema de control de flujo para efluentes de pozo Sistema de control para todos los efluentes de fractura planeados Sistema integral para la separación de gas, aceite/condensado, agua y sólidos (Sedimentos de formación y arena de fractura) Equipo diseñado para aplicaciones con presencia de H 2S. Capacidad para enviar el gas de producción al quemador, incinerador o hacia el poliducto. Equipo de campo para medición exacta de gas, líquidos hidrocarburos y agua. Equipo para alojar los efluentes indeseados hasta su disposición. Sistema de Adquisición de Datos disponible para datos en tiempo real.


Revisión D



Sistemas Cierre de Emergencia (ESD) y de válvulas de alivio de presión, preparados en el evento de una falla mecánica o error humano.

Componentes Básicos del Sistema de control de Pruebas de Weatherford:   

Revision D

Estrangulador / Ensamble de estrangulación Separador de dos Fases Quemador Vertical/incinerador


85


2.9


Puntos de Muestreo

El análisis de campo del efluente producido es requerido por muchas razones, pero es esencial que las muestras sean obtenidas sin incidentes de personal, medio ambiente, o equipo. Debido al gran número de muestras que deben ser tomadas durante una prueba de producción, una limpieza, y en las operaciones de perforación bajo balance, existe la tendencia de las válvulas a “lavarse” y fugar; por lo tanto, es esencial usar un ensamble de doble válvula. El equipo de respiración debe ser usado cuando se toma muestras de un efluente que contiene H 2S. La persona que toma las muestras tendrá un observador, a una distancia segura, vigilando el procedimiento en el evento que se necesite asistencia. Muchas locaciones con gas amargo tendrán un personal de seguridad para monitorear las actividades en la locación y asegurar una operación segura.

Figura 2–62 Configuración Típica de un Punto de Muestreo Este punto de muestreo utiliza dos válvulas de bola. Cuando el efluente de pozo está siendo muestreado, la válvula más cercana a la tubería se dejará abierta. La segunda válvula será la válvula de control para cuanto y que tan rápido será tomada la muestra. La erosión de la válvula ocurrirá cuando la presión en la tubería es alta y hay material abrasivo en la corriente de flujo. Cuando la válvula es lavada y/o continúa dando paso:    

86

Mantener cerrada la válvula que fuga para minimizar el flujo a través del punto de muestreo. Cierre la válvula aguas arriba, la cual está mas cerca a la tubería. Abra la válvula aguas abajo, para liberar cualquier presión atrapada. Remueva la válvula dañada, y reemplácela con una válvula nueva/verificada. Derechos Reservados Weatherford Registrado & Confidencial

Revisión D

Sección 2 De la Formación a la Separación  


Asegúrese que la válvula nueva/verificada este cerrada y abra la válvula aguas arriba, la cual está mas cerca a la tubería. El punto de muestreo esta listo para ser utilizado nuevamente.

Este tipo de punto de muestreo está planeado para cuando falla una válvula de bola. Inevitablemente, las altas caídas de presión combinadas con abrasivos desgastaran el equipo. La falla esperada de la válvula de bola es un costo fijo bajo comparado con válvulas de aguja o una falla catastrófica, la cual causaría lesiones y daño. Esta configuración es usada en ensambles de perforación y limpieza de fracturamientos donde los abrasivos y arena fluyen a la superficie.

Figura 2–63 Configuración de Muestreo para fluidos limpios. Este punto de muestreo utiliza una válvula de aguja y una válvula de bola. La aplicación de este sistema es más adecuada para fluidos limpios. La válvula de aguja ofrece un mejor control de la velocidad de la muestra. Si hay abrasivos en la corriente a muestrear las partículas pueden acumularse en la válvula de aguja y obstruir el flujo. Si es necesario, la válvula de bola ofrece una manera rápida de cerrar la corriente de la muestra. Cuando vaya tomar la muestra asegúrese que la válvula de aguja esté cerrada. Lentamente abra la válvula de bola en el evento que halla presión atrapada o que la válvula de aguja pueda estar fugando. Comience a abrir válvula de aguja. Controle la cantidad de muestra ajustando la apertura de esta válvula tanto como sea requerida. Al finalizar, puede ser necesario cerrar primero la válvula de bola, y entonces cierre la de aguja. Normalmente la válvula de aguja es cerrada primero, y entonces la válvula de bola. Esta configuración es usada en puntos de muestreo para fluidos limpios y muestreo de corriente de gases. Revision D


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2.10 Equipos Recolectores de Muestras Buenos métodos de acumulación de muestras son muy importantes para el éxito de cualquier pozo perforado bajo balance. Los Recolectores de Muestras fueron diseñados para permitir un muestreo constante, seguro sin interrumpir el flujo. Se debe dar cantidad y calidad en la muestra al geólogo en sitio. Las muestras obtenidas deberán ser registradas marcadas exactamente con la hora y la profundidad del pozo.

Figura 2–64 Recolector de Muestras Ciclónico El flujo del ensamble de perforación pasa a través del ensamble de muestreo antes de entrar al separador. El ensamble de muestreo o de recolección de muestras, es una serie de válvulas y tubería que trabajan con 2 recolectores de muestras para permitir el muestreo continuo del flujo. El ensamble de recolección de muestras utiliza un estrangulador para una caída de presión adicional reduciendo la erosión y la presión del recolector de muestras antes que el efluente entre al separador. Los recolectores de muestras son de tipo ciclónico 2 x 8” e incluyen válvulas de aislamiento, conexiones para despresurizar y tapas removibles. Los recolectores de muestras operan bajo el mismo principio de un separador ciclónico. Las muestras más pesadas son empujadas al fondo del recipiente de recolección donde permanece

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hasta ser extraído. Cuando es el momento de extraer la muestra, el fluido es desviado hacia el otro recolector de muestras mientras se aísla el que contiene la muestra. Cada uno de los recolectores de muestras tiene conexiones de ½” instaladas que hacen posible el alivio de cualquier presión. Normalmente, cualquier gas atrapado en el recolector de muestras es mínimo pero, si es necesario (como en el caso de gas amargo) se debe purgar la vasija. Con el alivio de presión, el ensamble puede ser abierto permitiendo que la muestra sea recogida en un sistema contenido. Las muestras de cortes, las cuales pasan a través de un tamiz, son extraídas y empacadas para el geólogo de la locación.

Procedimiento de Muestreo 1. Asegúrese que todas las válvulas de alivio y drenaje del recolector de muestras No. 2 están cerradas. 2. Abra la válvula de aislamiento aguas abajo del recolector de muestras No. 2 3. Abra la válvula de aislamiento aguas arriba del recolector de muestras No. 2 4. Lentamente cierre la válvula de aislamiento a la salida del recolector de muestras No. 1, asegurándose que hay flujo a través del recolector de muestras No. 2 5. Cierra la válvula de aislamiento a la entrada del recolector de muestras No. 1 6. Abra la válvula de alivio en la muestreador No. 1 (El alivio debe ser dirigido con tubería de ½” hacia la línea de fluido aguas abajo del separador). 7. Asegúrese que la presión ha sido liberada y cierre la válvula de alivio para evitar el retorno del fluido de la línea del separador. 8. Asegúrese de tener un recipiente adecuado en el drenaje del recolector de muestras No.1 9. Abra el drenaje del recolector de muestras No.1 y extraiga la muestra. 10. Cierre el drenaje del recolector de muestras No.1 11. Asegúrese que el recolector de muestras No.1 este listo para ser usado nuevamente.

2.11 Muestreo de H2S El muestreo de gas amargo, o cualquier gas, tiene cierto grado de riesgo. Asegúrese que todo el equipo de protección personal es usado adecuadamente durante el procedimiento de muestreo y que no halla desviación de dicho procedimiento. El tubo de detección es el tipo más común de dispositivo de lectura directa usado en operaciones de UBD y prueba de pozo para determinar la concentración aproximada de H2S en una muestra. Existe una amplia variedad de detectores de tubo, cada uno diseñado para detectar varios tipos de gases. Cuando se muestrea una corriente gas asegúrese que está usando el tubo apropiado para el gas que esta siendo probado.

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Detectores Tipo Cilindro Esta compuesto por un tubo y una bomba de vacío de pistón.

Funcionamiento Las muestras atmosféricas son arrastradas dentro del tubo indicador. Cuando la manija es jalada hacia atrás en el tubo, esta crea un vacío, succionado la muestra atmosférica. Si en la muestra hay H2S, este reacciona con el indicador químico en el tubo detector de H2S. Compare el área manchada con la escala en el tubo para determinar la cantidad. Dependiendo del tipo de bomba que sea usada, la concentración de H2S a ser determinada tendrá que ser succionada a través del mismo tubo indicador más de una vez. Lea las instrucciones del fabricante sobre su uso.

Figura 2–65 Unidad Gastec

Exactitud Al igual que los tubos detectores, los tipos de bombas para tubos de H2S están diseñados para diferentes concentraciones, partes por millón o porcentaje. El estado de los equipos, la antigüedad del tubo y la temperatura ambiente afectan la exactitud de estos. Verifique la fecha de expiración en la caja antes de usarlo. La exactitud del tubo es de solo ±25% según el NIOSH (National Institute de Occupational Safety and Health standards). Adicionalmente esta exactitud se ve comprometida cuando la unidad no es usada correctamente. La unidad deberá ser revisada y probada regularmente de acuerdo a las instrucciones del fabricante para asegurar la mayor exactitud.

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Detectores Tipo Fuelle La unidad consiste de un fuelle con resortes, una válvula de salida y los sellos.

Funcionamiento Las muestras atmosféricas son arrastradas al tubo indicador debido a un vacío. Cuando el fuelle es presionado completamente el H2S reacciona con el indicador químico en el tubo detector. Comparando el área manchada con la escala en el tubo se determina la cantidad. Dependiendo del tipo de bomba que sea usada, la concentración de H2S a ser determinada tendrá que ser succionada a través del mismo tubo indicador más de una vez. Lea las instrucciones del fabricante sobre su uso.

Exactitud Los tubos detectores de H2S para los detectores tipo Fuelle son calibrados para diferentes concentraciones, partes por millón, o porcentaje. El estado de los equipos, la antigüedad del tubo y la temperatura ambiente afectan la exactitud de estos. Verifique la fecha de expiración en la caja antes de usarlo. La exactitud del tubo es de solo ±25% según el NIOSH (National Institute de Occupational Safety and Health standards). Adicionalmente esta exactitud se ve comprometida cuando la unidad no es usada correctamente. La unidad deberá ser revisada y probada regularmente de acuerdo a las instrucciones del fabricante para asegurar la mayor exactitud.

Figura 2–66 Unidad Draeger

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Toma de muestra de H 2S en una corriente de gas 1.

Fije con cinta una bolsa plástica al punto de muestreo donde la humedad no pueda contaminar la muestra. 2. Prepare el detector con el apropiado tubo de medición. 3. Informe al personal de seguridad y otros de la operación que será llevada a cabo, si se requiere. 4. Colóquese el equipo de aire autónomo 5. Asegúrese que las válvulas de muestreo están cerradas. 6. Pinche la bolsa con el tubo detector de gas que preparó. 7. Abra la válvula de bola lentamente, en el evento de tener presión atrapada o que la válvula de aguja no funcione apropiadamente. 8. Abra la válvula de aguja lentamente para controlar en flujo de gas. Purgue el aire atrapado en la bolsa. 9. Inserte el tubo en la bolsa después de purgar y succione la muestra según requiera. 10. Cuando termine, cierre las válvulas y apriete la bolsa para remover el gas de esta. 11. Salga del área contaminada antes de retirarse el equipo de aire autónomo.

Figura 2–67 Tomando una muestra de H 2S 92


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Muestreo de Líquidos Es importante tener en cuenta que se generará una caída de presión cuando se toman muestra de líquidos en un sistema presurizado. El aceite y el condensado tendrán gas en solución mientras que el nitrógeno y el dióxido de carbono se pueden disolver en e l agua. Durante el muestreo de espuma ocurrirá la liberación del gas que esta mezclado con el líquido y puede llevar algo de tiempo tomar suficiente muestra. Si la muestra es tomada demasiado rápido el recipiente puede rellenarse y derramarse (Muy parecido a verter rápidamente una bebida gaseosa en un vaso, sobrepasando el borde de este)

Hidrocarburos El petróleo/condensado es una sustancia volátil y cuando ocurre una descompresión rápida, o sucede un repentino incremento de temperatura, el condensado puede emanar gas. Flash point (Punto de Inflamación) es un estado que ocurre cuando el hidrocarburo alcanza una

temperatura de ignición momentánea, pero no continuará quemando.

Cuando se emana gas y los puntos de inflamación proporcionan un riesgo de fuente de ignición, se genera un ambiente en el que la llama será continua. Es importante asegurarse que el equipo y el contenedor de muestras estén aterrizados para prevenir chispas debido a la electricidad estática, causando un posible fuego. En la emanación de gas, si este es amargo, otro peligro obvio es la concentración de H 2S en el gas. Permanezca vigilante toda vez que trate con sustancias amargas.

Agua y Sólidos El H2S es soluble en agua. A través de la agitación el gas amargo puede ser liberado del agua y generar un riego. Los sólidos, como la arena y los recortes de una formación agria, tendrán presencia de H 2S. Cada grano de arena y sedimento tiene agua adherida a este debido a la “Tensión Superficial”. Este mecanismo del fluido es causado por la atracción cohesiva entre las moléculas de fluido. El fluido agrio se adherirá a los sólidos por tensión superficial y puede ocupar el espacio poroso entre los granos de rocas creando un riesgo de H2S.

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2.12 Muestreo de Líquidos El muestreo de líquidos arroja datos muy importantes. Identifica la transición de un fluido de fractura a un fluido de formación, evalúa los cambios en los líquidos a través de las múltiples zonas perforadas, determina las cantidades de líquido recuperado o producido, y si este es una sustancia de desecho o de producto. Los Fluidos de Reservorio son una mezcla de petróleo crudo, condensado, gas natural y agua de formación. Pueden arrastrar sólidos durante el recobro del efluente del pozo. Fluidos de Completamiento y Reacondicionamiento incluyen ácido, aceite, agua, solvente, u otro químico. Ciertos procedimientos operativos colocan los fluidos en la formación durante operaciones como: control de pozo, perforación, colchón de fluido para fluidos de fracturamiento y cañoneo. Aunque los sólidos no son fluidos, la medición de estos materiales es parte de la operación durante las operaciones de fracturamiento y perforación y quizás sean registrados como material de desecho o materiales recuperados.

Muestreo Mientras se opera una vasija de 2 fases cuando se miden cuatro fases el operador debe familiarizarse con la instrumentación necesaria para cuando se muestrea. Una muestra de fluido es recolectada después del ensamble de estrangulación, antes del separador y se le analiza: 



 

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BS&W (basic sediment and water): es la medida del porcentaje de agua y sedimentos o arena en la muestra de fluido. La muestra en el tubo de ensayo es centrifugada lo cual empuja el agua y los sedimentos al fondo, y el aceite a la parte superior. pH: es la escala de concentración ionica en agua, o una notación científica expresada para un acido o una base. Este proceso es conocido como auto ionización por lo cual un componente acuoso se disocia en iones positivos y negativos. Salinidad: es la medida del contenido de sal o sales totales disueltas en el agua y puede ser representada en partes por millón (ppm) o en porcentaje. Grados API: es la escala para medir la gravedad específica de un hidrocarburo, relativa al agua, teniendo el agua una gravedad específica real de 1.0, o un valor de 10 cuando se usan grados API. La temperatura del condensado o petróleo de la muestra debe ser corregida a la base de 60°F. La gravedad API de un condensado es 45 o mayor, por debajo de este valor es aceite hasta llegar a los 10 ° API.


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Líquidos Línea de Llenado

Aceite

Marcas de % en Volumen

Agua

Solidos

Figura 2–68 Tubo de Ensayo para medición de BS&W

Figura 2–69 Centrifuga Manual

En la operación de una vasija de 3 fases cuando se miden las 3 fases no se requiere una centrífuga para medir el incremento de un fluido, la unidad de prueba separará las fases y estas serán medidas por un acumulador o medidor rotatorio/turbina. Se tendrá que medir el pH y la gravedad específica del agua y el aceite/condensado.

PH Como se definió anteriormente, el pH es la escala de la concentración de ion H + en agua, o una notación científica expresada para un acido o una base. La medición de pH puede hacerse por dispositivos manuales, papel o barras o por medidores eléctricos.

Figura 2–70 Barras de Papel pH

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Figura 2–71 Cinta de Papel pH


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PH de Sustancias Comunes Sustancia Acido de Batería Acido Gástrico Jugo de limón Coca Cola Vinagre Jugo de Naranja y Manzana Cerveza Lluvia Acida Café Te o Piel Saludable Leche Agua Pura Saliva Humana Saludable Sangre Agua Salada Jabón para manos Amoniaco Domestico Blanqueador Lejía Domestica

pH 0.5 1.5-2.0 2.4 2.5 2.9 3.5 4.5 <5.0 5 5.5 6.5 7 6.5-7.4 7.34-7.45 8 9.0-10.0 11.5 12.5 13.5

Figura 2–72 Tabla de pH Nota: Refiérase a la Tabla de Código de Colores de pH en el apéndice

Figura 2–73 Refractómetro 96


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Salinidad La salinidad es la medida del contenido de sal o el total de sal disuelta en el agua y puede ser representada en partes por millón (ppm) o en porcentaje. El refractómetro es un dispositivo que normalmente se usa para calcular el contenido de sal. Existen diferentes tipos de refractómetros para otras sustancias; asegúrese que el que está utilizando es el adecuado para el producto que esta siendo analizado.

Figura 2–74 Hidrómetro (Para medir API)

Grados API Los grados API son una escala para medir la gravedad específica (GE o SG en Ingles) de los hidrocarburos en relación con el agua, esta tiene una gravedad específica real de 1.0, o un valor de 10 cuando se usa la escala de grados API. Esta relación se mide usando hidrómetros, ya sea en escala de GE o en ° API, los cuales están calibrados para ciertos rangos que van desde 10 ° API (GE. 1.0) hasta 50 ° API (GE 0.78).

Factores de Encogimiento o Merma (Shrinkage) Los condensados son esencialmente gases comprimidos en un líquido y pueden ser manipulados si se cambian las condiciones a las que están sometidos. Si un condensado existe a una condición presurizada (o si es enfriado o calentado) el hidrocarburo se puede condensar o evaporar.

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El encogimiento o merma es una disminución en el volumen de hidrocarburo causada por una liberación del gas en solución o por contracción térmica. El uso de un Probador de Encogimiento (Shrinkage Tester) permitirá calcular cual es el factor de encogimiento de un líquido. Operación: 1. El nivel en el separador deberá estar más alto que el tope de la escala del Probador. 2. El probador debe estar vacío. Entonces igualase el gas entre las unidades (Probador y separador) 3. Lentamente introduzca el líquido por el fondo del probador. No rellene este. 4. Una vez que el nivel en el probador alcance el 100% aísle este de la unidad de prueba. 5. Registre la presión y la temperatura. 6. Lentamente alivie la presión por la parte superior del probador a través de un sistema aislado. 7. El tiempo de alivio de la presión no será menor a 30 minutos. Una vez la unidad esté a la presión atmosférica, registre la reducción. 8. Después que registre las lecturas, presurice la unidad de nuevo. 9. Una vez esté presurizada la unidad drene el fluido a través de la línea de aceite muerto, y deje esta preparado para la próxima muestra.

Ejemplo: un nivel de 100% condensado es medido en el probador. Después de 30 minutos de alivio de presión, el nivel es tomado de nuevo y el nivel de condensado esta en 92%. Así que el encogimiento es: 92÷100=.92 o 8% El volumen de condensado medido por un medidor turbina es corregido para ajustar el encogimiento del producto en un 8%. Si el volumen de condensado medido durante una hora fue de 0.5 m 3, el factor de corrección ajustará el volumen a 0.46 m3. 0.5 x 0.92 = 0.46 Figura 2–75 Probador de Encogimiento

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2.13 Aforo de Líquidos Los fluidos producidos de una formación y los fluidos recuperados asociados con las operaciones de control de presión, tubería flexible, suabeo, y estimulación deben ser separados y entonces medidos por un dispositivo de aforo. Después de la separación, la unidad de fluido puede ser medida en un tipo de medidor o en un tanque de almacenamiento de fluidos. El tanque puede ser un sistema abierto o cerrado, para sustancias amargas o dulces. Cuando se finaliza la medición el fluido será cargado y transportado para su procesamiento o disposición.

Tipos de Tanques para almacenamiento de Fluido  

Tanque Abierto para almacenamiento Tanque Cerrado para almacenamiento

Tanque Abierto para Almacenamiento Son tanques donde los vapores del gas serán venteados a la atmosfera. Los tanques del equipo de perforación son un ejemplo del equipo que cae en esta categoría.

Tanque Cerrado de Almacenamiento Certificado Estos tanques son usados para almacenar los fluidos producidos por el pozo tienen una presión de trabajo mayor a 15 psi y el gas es venteado al quemador. Este tipo de tanques deben ser fabricados bajo un programa de control de calidad para asegurar la conformidad con las especificaciones de diseño utilizando materiales que cumplen los requerimientos de NACE (National Association of Corrosion Engineers). No Certificado Tanques de almacenamiento de 400 bbl y de tipo similar serán construidos bajo un programa de control de calidad. Cuando un fluido agrio esta siendo producido, se emplea un sistema de depuración de H2S para prevenir que el gas amargo escape a la atmosfera. Los tanques de almacenamiento presurizados no certificados serán construidos bajo un programa de calidad, pero usualmente están unidos a un sistema de quemadero en lugar de un Depurador Amoniaco-Gas. Este tipo de tanques tienen una presión máxima de 14.9 psi. Los datos de especificaciones de construcción, diseño y material deben estar disponibles cuando sean requeridos por la compañía operadora y entidades gubernamentales. El reglamento y regulaciones que rigen el almacenamiento de fluidos pueden diferir de una región a otra.

Aforo El aforo de líquidos requiere una herramienta para la medición del volumen de fluido. Este dispositivo puede ser un sensor mecánico o electrónico.

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Tipos de Dispositivos de Aforo   

Aforo de Tanque, Cinta de Medición Aforo de Visores Medidor de Líquido

Aforo de Tanque Un tipo de aforo consiste de una escala y una barra indicadora o un brazo en el lado exterior del tanque. En el interior del tanque, un cable, polea y un flotador, o flotador y palanca reflejaran cuando hay un cambio en el volumen de fluido. Los tanques tienen un factor de corrección, con el cual una medida lineal es convertida al actual volumen de fluido. Estos tanques también pueden estar equipados con una pantalla electrónica. Para aforar con un dispositivo de medición usando una cinta de medición o una barra aforada, corra el dispositivo de aforo hasta el fondo del tanque y luego sáquelo. Para calcular el volumen, observe los incrementos, encuentre el valor y aplique el factor de corrección. Aforar de esta manera involucra subir al tope del tanque. Los tanques de almacenamiento tendrán lecturas erróneas si no están nivelados. El uso de una cinta de medición o una barra de aforo tendrá reglamentos y relaciones considerando subir al tanque, detención de caídas, aire respirable y equipos de respiración autónomos. Los tanques de 400 bbl de la figura tienen regletas blancas aforadas con una placa indicadora que se mueve por toda la longitud vertical del tanque.

Figura 2–76 Placas Indicadoras en Tanques de 400 bbl

La cinta de medición y la plomada pueden ser usadas para medir el fluido en el tanque; hacer esto requerirá equipo protector contra caídas y de respiración autónoma.

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Aforo de Visores 100

El fluido entra en el visor. Al lado del visor hay una regleta de calibración.

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Compare el nivel en el visor con la regleta de calibración y este será en volumen.

80

Si el indicador está en longitud (cm, pulg), se debe usar un factor de corrección para obtener el volumen. 

 

70

60

Los operadores deben monitorear los fluidos en el separador y tanques de almacenamiento. Busque la interfase de transición en el visor. Diferencie el hidrocarburo del agua.

50

40

. Figura 2–77 Aforo de Visor

Medidores de Líquido Estos analizadores de flujo reciben un pulso electrónico de un medidor que registra el flujo total e indica el caudal instantáneo. Algunos sistemas de medición pueden tener equipo adicional si se usa sistema de adquisición de datos.

Tipos de Medidores   

Medidores de Desplazamiento Positivo, similar al medidor de casa. Medidores Vortex Medidores de Turbina, estos son los más comúnmente usados.

Exactitud De mejor a peor: Turbina, Desplazamiento Positivo, Vortex. El medidor de turbina es el más común medidor de líquido en la industria. El modelo más común es el medidor de turbina Halliburton o Nuflo. La siguiente tabla muestra la capacidad de volumen de fluido que puede ser medida de acuerdo al tamaño.  

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Los medidores de líquido normalmente son calibrados con agua. Se debe tener en cuenta la gravedad específica de otros líquidos diferentes al agua. No se debe pasar a gas a través de los medidores de líquido.


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Los sólidos y otros residuos no deben entrar en contacto con los medidores de líquido. Aun si se coloca un filtro de malla en “Y” para el fluido, una cantidad excesiva de material extraño taponará la línea de líquidos.

Medidores de Turbina Halliburton/Nuflo Tamaño 3/8" 1/ " 2 3/ " 4 7/8" 1" 1 1/2" 2" 3" 4" 6" 8"

Gal/min 0.3-3 0.75-7.5 2.0-15 3-30 5-50 15-180 40-400 60-600 100-1200 200-2500 350-3500

bbl/hr 0.4-4 1-10 3-20 4-40 7-70 21-250 54-540 88-880 142-1708 283-3570 500-5000

bbl/d 10-100 25-250 68-515 100-1000 170-1700 515-6170 1300-13000 2100-21000 3400-41000 6800-68000 21000-120000

m 3/d 1.6-16 4-40 11-80 16-160 27-270 82-981 210- 2100 335-3300 540-6500 1000-14000 1900-19000

Figura 2–78 Capacidades de Medidor de Turbina Halliburton/Nuflo

Figura 2–79 Medidor de Turbina y Totalizador LCD

Medidores de Turbina Los medidores de turbina son los mejores para acumular de manera exacta los incrementos de fluidos. Su diseño resistente y versatilidad permite al medidor manejar una amplia variedad de líquidos y puede ser instalado vertical u horizontalmente. Asegúrese que la flecha de dirección apunte en la dirección correcta. 102


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Los medidores de turbina, para exactitud (+/- 0.1%), necesita ser calibrado para el fluido que esta siendo medido o podría ser usado un factor de corrección para tener en cuenta la diferencia en las densidades de los fluidos. Aunque las turbinas son muy precisas se deben tomar las siguientes precauciones para una buena medición: 1. 2. 3. 4.

Las líneas aguas arriba deben estar libres de residuos, instale un filtro de malla en “Y”. No estrangule ninguna válvula aguas arriba de la turbina. No pase ningún gas comprimido a través de la turbina. No golpee la turbina con baches de líquido. Las líneas deberían ser purgadas de gases lentamente para prevenir cualquier daño a la turbina. 5. El detector de pulsos (pickup) magnético debería estar ajustado si hay mucha vibración en la unidad de prueba. Asegúrese de usar una llave de copa de ¾” para apretar la tuerca de seguridad. 6. No martille o golpee fuertemente en el cuerpo de la turbina. Los componentes internos son sensitivos al impacto y las partes de tungsteno podrían romperse. 7. No exponga la turbina a caudales mayores a los máximos especificados.

Registro de líquidos Es necesario que todos los líquidos sean contabilizados. El registro de estos valores podría ser difícil si en la locación tenemos una unidad de prueba, un tanque de fracturamiento, y un tanque de almacenamiento durante la prueba. El registro de líquidos puede involucrar anotaciones para ayudar a mantener contabilizados correctamente los fluidos producidos o recuperados. Pueden ocurrir errores cuando se transfiere líquidos de una vasija a otra o si el petróleo/condensado se encoge o reduce. Estos errores pueden ser tenidos en cuenta con un registro preciso y con métodos apropiados este fin.

Métodos de Registro de líquidos Promedio de Tiempo Arroja un promedio de la producción de líquido. Los incrementos de líquido tienden a ser aleatorios así que la exactitud se verá comprometida cuando se transfieren líquidos. Más cálculos matemáticos son involucrados si se tienen factores de BS&W y de Encogimiento. Trabajar con porcentajes también puede conducir a errores en el recobro de líquidos. Este método es una buena manera de proyectar el tiempo en el cual un camión será requerido para transportar el fluido. Se debe realizar la medición de los líquidos antes de estos sean enviados fuera de la locación, pero el factor de encogimiento tendrá que ser considerado en los números finales.

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Notación de Tiempo Se registra las horas de comienzo y parada de los procesos de transferencia de fluidos y entonces se determina la diferencia en la medida del tanque. Se puede necesitar tiempo para que el fluido se asiente antes de que la medición del tanque ocurra. La exactitud puede verse afectada si no se permite suficiente tiempo para que el fluido se asiente y se encoja o si se transfieren pequeños volúmenes de fluido a un tanque muy grande. Una vasija horizontal puede hacer esto más complicado. Estos métodos involucran el uso de una ganancia de fluido por BS&W para determinar cuanto es agua y cuanto es petróleo/condensado. Las lecturas son representaciones de la producción durante 0.5 horas o 1 hora para ambos tipos de fluido al momento de la muestra, y es más que probable esto no sea completamente exacto, pero suficientemente cerca para un estimado en campo. Este procedimiento es el método más común para registrar los líquidos en un separador de 2 fases.

Figura 2–80 Ejemplo de Medidores de Desplazamiento Positivo (PD)

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Figura 2–81 Medidor Vortex con emisor y pantalla LCD La barra de emisión en el medidor Vortex causa vórtices cuando el flujo pasa alredor de esta. El sensor registra la frecuencia de los vértices y convierte esto en un caudal.

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2.14 Medición de Gas La medición de gas es esencial para determinar los parámetros de los reservorios o para probar la producción en una batería de la locación así como en una prueba en línea. La medición de gas debe ser tan precisa como sea posible para mostrar buenos cálculos del tipo y producción de fluidos, presión de flujo, temperatura y características del flujo, y si el pozo es estable o bachea. Los periodos de flujo en varias pruebas son de gran importancia en la evaluación del potencial de pozo.

Medidores de Gas Todos los dispositivos de medición de flujo serán instalados de acuerdo con las especificaciones reguladas. Los estándares de ingeniería minimizan los errores de fabricación, pero el error humano durante la operación del equipo solo puede ser controlado por una competencia individual.

Errores del Operador    

Coeficientes del medidor 0 factores de calibración incorrectos. Registrador no colocado en servicio correctamente. Errores en la lectura o en el registro de datos. Medidor no colocado en servicio correctamente.

Otros Errores Potenciales   

Suciedad y mugre Líquidos Daño de Equipo

Tipos de Medidores de Gas    

Medidor Vortex Medidor de Orificio Medidor probador de Flujo Medidor V-Cone

Vortex Estos medidores consisten de un tubo de flujo, que tiene unos requerimientos de distancia aguas arriba y aguas abajo, un elemento emisor, y sistema de detección.

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Figure 2–82 Medidor Vortex El elemento emisor es un objeto no aerodinámico localizado en el camino del flujo. Como el flujo pasa la obstrucción, los vórtices son emitidos en lados alternos.

Figura 2–83 Objeto no Aerodinámico emite Vórtices en el Flujo Los sensores detectan estos vórtices a partir de los cuales se generan pulsos. Cada pulso representa un vórtice emitido y el volumen discreto de flujo de gas asociado con este vórtice. Los medidores Vortex pueden ser instalados horizontalmente o verticalmente. La instalación vertical puede resultar en una acumulación más rápida de residuos y mugre en el elemento emisor que los instalados horizontalmente. Otros problemas asociados con los medidores Vortex son la limitación en los rangos de medición del gas, componentes operados eléctricamente y el tiempo de calibración.

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Medidores de Orificio

Figura 2–84 Daniel Senior

Figura 2–85 Daniel Junior

Los dispositivos de medición de gas más comunes, los medidores de orificio, son ampliamente aceptados para la medición de gas. Una platina de orificio correctamente instalada puede proporcionar en general una exactitud de ± 2%. Un medidor de orificio y un registrador de carta circular registran la presión en cada lado de la platina de orificio. La presión diferencial es la diferencia de presiones entre ambos lados de la platina, la presión estática es tomada aguas abajo de la platina de orificio.

El medidor de gas tiene requerimientos mínimos para las distancias aguas arriba y aguas abaj0, las cuales pueden ser diferentes si hay linealizadores o acondicionadores de flujo instalados en el medidor. El medidor puede ser instalado horizontal o verticalmente, pero existe el mismo problema que con el medidor Vortex.

Figura 2–86 Registrador Barton

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Las platinas de orificio deben ser planas mientras que el borde de entrada del orificio debe ser recto, afilado, y sin rebabas o rebordes. Debe estar limpia, libre de mugre, hielo, y otros materiales. Además, puede tener un borde biselado. Si lo tiene, el bisel debe estar en la cara aguas abajo (cara contra el bisel del porta platinas de teflón). Figura 2–87 Platina de Orificio Las plumillas de registrador registraran las presiones estática y diferencial. Si es necesario, se instalará una tercera plumilla para registrar temperatura.

Flow

Up Stream Pressure

Orifice Plate

Temperature

Down Stream Pressure (Static)

Figura 2–88 Esquema de Medidor tipo Platina de Orificio En este diagrama la temperatura sería registrada usando un termopozo. El registro de la presión es realizado en un registrador de carta circular, igual a un registrador Barton, o este puede ser hecho electrónicamente con un sistema de adquisición de datos. En ambos casos, un sistema que usa una platina de orificio tiene un rango mayor para la medición de gas.

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Figura 2–89 Ejemplo del una carta circular de un Registrador Las plumillas registran las presiones en una base continua y se adicionan comentarios para describir la historia de las actividades diarias.

Problemas asociados con el registrador Barton:    

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Congelamiento de las líneas de sensado. Las lecturas de la carta son incorrectas. Las lecturas de temperatura son incorrectas. El registrador podría estar descalibrado o podría tener un daño mecánico.


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Problemas asociados con medidores de orificio:     

Coeficiente equivocado del medidor Tamaño equivocado de la platina de orificio. Condición de la platina de orificio Bisel en la dirección incorrecta Residuos en la platina de orificios

Problemas asociados con el sistema de adquisición de datos:    

Congelamiento de las líneas de sensado Calibración del sistema computacional requiere personal técnico de soporte. Se requiere electricidad para operar el sistema Daño mecánico

Probador de Flujo Critic0

Figura 2–90 Probador de Flujo Crítico Los probadores y acoples estranguladores son usados cuando el efluente de pozo es gas seco. Si es una combinación de líquido y gas, la exactitud se verá comprometida en un grado significativo. El probador o acople, esta abierto a la atmosfera o puede estar conectado al quemador. La temperatura y la presión es registrada aguas arriba del orificio y calculada con un coeficiente para determinar el caudal de gas.

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El caudal de gas puede ser calculado usando un estrangulador de 90 0. Aplican las mismas condiciones con gas seco, presión, temperatura, y coeficientes. Los estranguladores fijos y ajustables usan diferentes tablas de coeficientes; sin embargo, los cálculos del caudal de gas no son tan exactos como en probadores o acoples estranguladores.

Medidores V-Cone Los medidores V-Cone generalmente utilizan el modelo ΔP (delta P) igual que las platinas de orificio y los probadores de flujo. La presión diferencial es medida por los coeficientes del tubo y el cono, así como, la relación β (Beta) es calculada con una ecuación para determinar el caudal de gas. Los medidores V-Cone son muy precisos (±0.5 %). Estos requieren menos distancia aguas arriba y aguas abajo, por lo que pueden ser fijados en espacios confinados.

Figura 2–91 Ejemplo de Tubo V-Cone El no tener partes móviles significa mas bajos costos de mantenimiento dado que la forma del cono dirige el flujo desde el borde beta a la base del cono, minimizando el desgaste e incrementando la vida de la unidad. Si cantidades pequeñas de líquido entran en el medidor a un bajo caudal, este no se acumulará aguas arriba del medidor como podría ocurrir con un medidor de orificio.

Problemas asociados con un medidor V-Cone      

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No tiene la misma versatilidad de un medidor de orificio Daniel Senior, ya que este permite cambiar la platina sin afectar el flujo de gas. Errores en los coeficientes de los tubos. Error en la relación beta Errores en la calibración de la instrumentación. Error Humano Daño Mecánico Derechos Reservados Weatherford Registrado & Confidencial

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Otros Medidores de Gas Existen muchos otros tipos de dispositivos medidores de gas en el mercado. Muchos de estos son usados facilidades de gasoductos, aunque por el momento no son portátiles o es muy alto el costo efectivo para nuestro tipo de operación. La nueva tecnología esta evolucionando con base en cientos de tipos de medidores en uso; sin embargo, la habilidad para cambiar todo a una nueva y mejor tecnología no es un costo efectivo.

Cálculos de Caudal de Gas Los caudales de gas son estimaciones de la producción de gas calculada según bases científicas. Debido a que el volumen de un gas no puede ser medido como el volumen de un líquido, se deben realizar estas estimaciones. Existen muchos dispositivos diferentes para calcular el caudal de gas, pero todos estos usan formulas y mecanismos para estimar la producción de gas. Estas son algunas formulas que serán comunes en el trabajo:   

Cálculos de caudal para medidor de orificio (Ecuación completa) Cálculos de coeficientes de estrangulación Cálculos de Probador de Flujo Critico

Caudal de Gas con Ecuación Completa Q[SCFD ] = Fb ⋅ Fpb ⋅ Ftb ⋅ Ftf ⋅ Fg ⋅ Fpv ⋅ Fr ⋅ Y ⋅

hw ⋅ Pf ⋅ 24

Q= Caudal de Gas en pies cúbicos estándar por día (M=Miles, MM=Millones) Fb= Factor básico de orificio: SCF/hr a 14.73 psia@60 0F, usando tablas para extremos bridados, o tablas para extremos entubados. Fpb= Factor de presión base: 14.73 / P atm, donde Patm es presión atmosférica del área Ftb= Factor de temperatura base: 460 + Tb / 520, donde Tb es Temperatura base [ 0F]. (Si Tb es 60 0F, entonces Ftb es 1.00, por lo cual puede ser eliminado). Ftf = Factor de Temperatura fluyendo: √(520 / (460 + T f )), T f = Temperatura del medidor [0F] Fg= Factor de gravedad especifica: √(1/SG), SG=Gravedad específica del gas Fpv= Factor de supercompresibilidad: el valor encontrado en las tablas de supercompresibilidad es adecuado para las estimaciones de campo. Fr= Factor del número de Reynolds: 1+ [b/ √(hw*Pf)]; b, constante que puede ser encontrada en tablas. Y= Factor de Expansión: Encontrado en tablas con la relación hw/Pf. Este factor normalmente es 1.00 así que puede ser eliminado. hw = Presión Diferencial en Pulgadas de agua: hw x 0.248843=kPa, kPa ÷ 0.248843=hw Pf = Presión Estática: psia x 6.895=kPa, kPa ÷ 6.895=psia 24 = Factor de conversión básico del orificio de SCF/hr a SCF/d Revision D


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2.15 Coeficiente de Estrangulación para Estranguladores Positivos Mientras el gas esta relativamente seco, es posible estimar un caudal de gas usando acoples de estrangulación, estranguladores positivos y ajustables de 90 0. Esta formula es usada con todas las estimaciones de caudal para estos dispositivos, pero usan diferentes tablas. Aunque la exactitud es muy pobre, los estranguladores ajustables de 900 usan las tablas de los estranguladores positivos. Q[MSCFD] = C x P x Fg x Ftf x Fpv Qaprox. [MSCFD] = C x P

C = Coeficiente de Tablas P = PSI +Atmospheric pressure [psia] Fg = Factor por Gravedad Específica del gas, √ (0.6/SG) Ftf =√ 520 ÷ 460+0F Fpv = De Tablas Al dividir MSCFD entre 1,000 se obtienen MMSCFD. Ej. 2,000 MSCFD / 1000 = 2.0 MMSCFD

Probadores de Flujo Crítico Un probador de flujo usa una platina de orificio en el dispositivo y aplica la misma formula que para los estranguladores para el calculo de gas, solo que las tablas de coeficientes son diferentes. Q[MSCFD] = C x P x Fg x Ftf x Fpv Qaprox. [MSCFD] = C x P C = Coeficiente de Tablas P = PSI +Atmospheric pressure [psia] Fg = Factor por Gravedad Específica del gas, √ (0.6/SG) Ftf =√ 520 ÷ 460+0F Fpv = De Tablas

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Nota: Es importante para los cálculos de caudal de gas en probadores de flujo y estranguladores estar en Flujo Crítico. La presión aguas arriba (Pu) debe ser dos veces o más que la presión aguas abajo (Pd); esta comparación debe hacerse en presiones absolutas (P Manométrica + P Atmosférica). Las tablas provistas asumen que la Pb (Presión Base) en 14.65 psia, y la gravedad específica (SG) del gas es 0.6. Si el cliente pregunta si la presión base puede ser cambiada, divida el 14.65 entre el nuevo valor de Presión Base. Flujo No Crítico puede ser calculado usando ΔP (Delta P) el cual es la diferencia entre la Pu y la Pd. Entonces usa la formula P eq. = √Pu*ΔP. Por ejemplo:

Pu = 5 psig + 14.65 psia = 19.65 psia Pd = 0 psig + 14.65 psia = 14.65 psia

ΔP = 19.65 – 14.65 = 5; P eq. = √(19.65*5) = 9.91 psia Use los 9.91 psia con el coeficiente apropiado para calcular el caudal de gas.

Relación Beta para Platinas de Orificio Esta relación es la comparación entre el tamaño del orificio de la platina y el diametro interno del medidor. Para calcular una tasa de gas precisa debe operar bajo ciertos parámetros. Un medidor con tomas en la brida (Flange Tap) y uno con tomas en el tubo (Pipe Tap) usan la misma formula; la relación Beta es β=d/D. Donde d es el tamaño del orificio de la platina y D es el diámetro interno del medidor. El valor de β para Tomas en la Brida deberá estar entre 0.15 y 0.70. Para pruebas en línea se debe usar esta relación para medidores de gas que respaldan ventas. El valor de β para Tomas en el Tubo deberá estar entre 0.20 y 0.67. La valores de beta para tomas en la brida son permisibles desde 0.10 hasta 0.75 y para tomas en el tubo puede estar desde 0.10 hasta 0.70, excepto si el cliente prohíbe esto.

Dispositivos para calcular Caudales de Gas Una vez toda la información aplicable ha sido recolectada, se puede calcular el caudal de gas. Existen diferentes dispositivos y formulas usadas para calcular el caudal de gas que produce un pozo, así como, los factores que incrementaran o reducirán un poco el cálculo de este. 

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El uso de un computador y los datos introducidos en un programa calculará el caudal de gas. Esta es la forma en que se lleva a cabo los negocios y la manera más rápida de transferir la información. Se requiere tiempo de programación para configurar el archivo del pozo en el computador. También es necesaria la energía eléctrica y el servicio de transmisión para enviar los datos. Con un computador de mano (Handheld) se hará lo mismo que un computador portátil o de escritorio, pero es mas eficiente para el personal usarlo cuando se esta tratando de encontrar el caudal de gas mientras está en el equipo. Un computador de mano es portátil y es una excelente herramienta para usar, Weatherford Derechos Reservados Registrado & Confidencial

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mientras la programación no sea corrompida (Usualmente por error del operador) y las baterías no se descarguen; en la mayoría de los casos, la batería de respaldo está muerta. El computador medidor Sonney es una gran herramienta para calcular los caudales de gas ya que este no requiere energía eléctrica, programación, o tiempo de configuración. El Sonney tan solo requiere tres valores para estimar el caudal de gas. Este puede lograr mejor exactitud cuando todos los factores son tenidos en cuenta. Pueden resultar errores de conversión porque el Sonney está ajustada en el sistema ingles. Usar el método de la Ecuación completa consume tiempo y no será aceptable para el alcance del trabajo debido a al manera como se manejan los negocios en la era electrónica; sin embargo, el conocer el calculo de gas mediante la ecuación completa, permite un mejor entendimiento del proceso del calculo de gas.

Composición Gas La composición tendrá un efecto en el cálculo del caudal de gas; algunas veces, este será profundo y otras veces será leve. La composición del gas será corregida para los caudales de gas cuando los reportes finales sean enviados a los cuerpos gubernamentales.

No Hidrocarburos       

Nitrógeno (N2) Dióxido de Carbono (CO2) Monóxido Carbono (CO) Hidrogeno (H) Helio (He) Sulfuro de Hidrogeno (H2S) Agua (H2O)

Figura 2–92 Molécula de N-Butano

Hidrocarburos            

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Metano (CH4) Etano (C2H6) Propano (C3H8) N-Butano (C4H10) I-Butano (C4H10) Isótopo N-Pentano (C5H12) I-Pentano (C5H12) Isótopo N-Hexano (C6H14) N-Heptano (C7H16) N-Octano (C8H18) N-Nonano (C9H20) N-Decano (C10H22)

Figura 2–93 Molécula de I-Butano


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Sección 4 Seguridad y Preparación del Trabajo

3.0

Purga hacia el Quemador

3.1

Atrapamiento de Aire


Los equipos han sido instalados y han sido realizadas todas las conexiones; ahora el aire debe ser purgado fuera del sistema, para prevenir una mezcla explosiva, antes de que encienda cualquier quemadero o piloto

Purga La purga es un proceso de hacer salir el aire, mezclas explosivas, o vapores peligrosos de un sistema de producción. La tubería, las vasijas, y tanques contienen aire y/o materiales venenosos o peligrosos en su interior. Nuestro negocio proporciona equipo de facilidades temporales, no permanentes. Es inevitable que el sistema esté contaminado con aire o materiales de proceso.

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Durante la instalación, el equipo debe ser purgado (con un medio de purga) para eliminar el gas hidrocarburo o enriquecer este para ser quemado. Habiendo dicho esto, en algún punto de la purga, usted tiene una Bomba. Antes de iniciar el trabajo, se debe purgar evitando cualquier fuente de ignición a la salida de la línea de gas. 

Si el piloto del quemador está encendido, antes que la purga se complete, la bomba explotará.

Antes de finalizar el trabajo, se debe purgar para eliminar el gas amargo del sistema. 

Si el piloto no está encendido el personal podría quedar expuesto al gas amargo.

Medios de Purga  Nitrogen0  Dióxido de Carbono  Propano  Gas Dulce Fuentes de Aire     

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Operaciones con Unidades de Tubería Flexible usando aire Perforación con aire Durante el suabeo, cuando el pozo queda en vacío En el Arme y Desarme de equipo En la limpieza de vasijas con escotilla de mantenimiento abierta


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Medición de la Purga El volumen del sistema a purgar debe ser calculado antes de iniciar el proceso. Si el medio de purga es … … más pesado que el aire, un mínimo de 1.5 veces el volumen calculado. La purga debe ser desde el fondo hacia arriba. La purga debes ser realizada en cada sección de tanque para remover cualquier cantidad de aire que pueda estar atrapada a ambos lados de la placa de rebose.

Figura 3–94 Purga con medio más Pesado que el Aire

… más liviano que el aire, un mínimo de 2.5 a 5 veces el volumen calculado, y la purga debería ser desde el tope hacia abajo. La mezcla explosiva tendrá salida a través de la línea de liquido, cada sección tendrá que ser pulgada individualmente para remover todo el aire atrapado en los lados de la placa de rebose.

Figura 3–95 Purga con medio más Liviano que el Aire

Idealmente, verificando el límite bajo de explosividad (LEL) con un explosímetro sería la mejor forma de asegurar una purga apropiada, con tal que el dispositivo esté trabajando apropiadamente y esté calibrado, y el operador sepa como trabaja este. Un mínimo de 5% O2 es requerido para lograr encender una llama. Una purga apropiada y debida realizada, requeriría un sistema redundante, lo cual significaría:  

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Calcular los volúmenes de purga requeridos Verificar los niveles de LEL con los dispositivos de detección.


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El fuego necesita tres cosas para existir, combustible, oxigeno, y calor de una fuente de ignición , si una de estas tres es eliminada, el fuego no puede generarse. Piense en un triangulo donde cada punta es una de las tres condiciones requeridas para tener fuego. Operaciones de Purga: una vasija es considerada contaminada con aire; el medio de purga es gas propano. La fuente de ignición debe ser eliminada para prevenir el fuego. El aire tiene una gravedad específica de 1.0; el propano tiene una gravedad específica de 1.52. Sabemos que la purga debe hacerse del fondo hacia arriba. Entre mas combustible es adicionado a la vasija, el aire es desplazado y eliminado del triangulo del fuego. Figura 3–96 Triangulo de Fuego El cálculo de volumen y LEL confirma la carencia de oxigeno; ahora es seguro encender el piloto en el sistema del quemadero. La relación de combustible a aire no permite la ignición; es muy rico en combustible. Una mezcla de aire y combustible puede también ser muy pobre donde la cantidad de combustible es insuficiente para causar ignición; A medida que el combustible es introducido a la vasija, se alcanzará una mezcla adecuada para lograr esta, si una fuente de ignición está presente. El uso de un gas inerte es el mejor método de purga; una mezcla explosiva de aire y combustible puede continuar presente en la vasija. La purga con gas inerte eliminará el combustible y el aire del sistema duplicando los factores de seguridad.

Ignición Durante las operaciones con gas amargo, una llama piloto debe estar presente en el área del quemador para evitar la posibilidad de un incidente con el gas. Sería prudente tener una llama piloto durante todas las operaciones una vez se ha purgado, cuando haya gas dulce o amargo. El gas dulce que se ventea a través del quemador puede acumularse y crear una mezcla explosiva durante un periodo de tiempo. Cuando se ventea gas inerte en una operación de estimulación, el piloto detectará la transición de gas inerte a gas combustible en presencia de una llama. Las Fuentes de ignición piloto pueden ser un mecanismo eléctrico o de llama abierta. Los pilotos eléctricos requieren tiempo de instalación y pruebas de funcionamiento.

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3.2


Quema

Figura 3–97 Quemador La quema es el proceso de combustión o reacción química rápida entre el oxigeno (aire) y los hidrocarburos (gas) la cual necesita una fuente de ignición para iniciar. Esta reacción es la razón por la cual se debe purgar el equipo,… para prevenir una explosión en un sistema de producción. Existen dos tipos de combustión: 1. Combustión Completa ocurre cuando hay suficiente oxigeno, calor, y tiempo para quemar y convertir el gas en dióxido de carbono y agua. 2. Combustión Incompleta significa que no existe suficiente tiempo o una mezcla apropiada para quemar el gas limpiamente; de esa forma, se producen monóxido de carbono e hidrocarburos no quemados. Ejemplo: Metano CH4 + (O2)2 = CO2 + (H2O)2 La composición del gas varia la gravedad especifica. Quemar limpiamente todo el gas es muy difícil. Generalmente resulta una combustión incompleta y se producen emisiones no deseadas. Revisión D


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Dispositivos de Quema Los quemadores verticales, incineradores, y presas de quema requieren unas distancias mínimas desde el equipo y al cabezal de pozo. Los quemadores verticales tienen requerimientos de altura y distancia para riesgos de fuego, elevaciones de temperatura, y dispersión de polución. Se requiere de manera continua un piloto confiable o sistema de ignición automático para asegurar la quema de cualquier gas descargado por el separador. (Las regulaciones pueden diferir de una región a otra.) Los incineradores tienen requerimientos de distancia para riesgos de fuego y de tamaño para un eficiente tiempo de quemado. Se requiere de manera continua un piloto confiable o sistema de ignición automático para asegurar la quema de cualquier gas descargado por el separador. (Las regulaciones pueden diferir de una región a otra.) Las presas de quema tienen requerimientos de distancia desde el equipo en la locación y requieren fuentes de ignición confiables para quemar el gas dirigido hacia la presa. (Las regulaciones pueden diferir de una región a otra.) Los Quemadores verticales no queman el gas eficientemente, porque la mezcla de gas y aire se hace en la punta del cañón. Los diferentes tipos de gas tienen variedad de composiciones, y de esa forma resultará una combustión incompleta . El gas requiere altas temperaturas y tiempo para que los hidrocarburos más pesados quemen apropiadamente. Los Incineradores están diseñados para mezclar gas y aire en una cámara de incineración aislada donde el tiempo de quemado se incrementa y se pueden mantener temperaturas hasta 23000F (12600C) para quemar el gas eficientemente. Este es llamado T i e m p o d e R es i d e n c i a . Durante este tiempo de residencia se alcanza una combustión completa donde todos los gases son incinerados. Las presas de Quema, al igual que los quemaderos no queman eficientemente, y la elevación térmica y la dispersión de polución no son una consideración o factor. La elevación de temperatura en incineradores es muy pobre comparada con los quemadores; el tiempo de residencia es necesario para quemar el gas eficientemente. Las emisiones no tienen la velocidad para alcanzar grandes alturas para dispersarse. El quemado y la incineración causan cambios químicos en al gas; un incinerador hace esto más efectivamente. Un incinerador no eliminará el Sulfuro de Hidrogeno (H 2S), contrario a lo que piensan algunas personas, sino que lo convierte en Dióxido de Azufre (SO 2) exactamente igual que en un quemado convencional.

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Líneas de Producción Pruebas de producción con descarga a la Línea Una prueba de producción con descarga a la línea de producción es una alternativa a la quema de gas y esta siendo consideradas con mayor regularidad. Los estándares de emisión y polución del aire han influenciado a las compañías petroleras a conducir más pruebas de producción con descarga a la línea de producción, especialmente en pozos con gas amargo (H2S). Los quemadores continúan siendo requeridos para una emergencia de alivio de presión, pero el la mayor parte de la producción de gas estará contenido en la línea de producción. (Las regulaciones pueden diferir de una región a otra). Pruebas de producción en Línea Las regulaciones de la Energy and Utilities Board (EUB) en Alberta, Canadá estipula que las pruebas de producción en línea deben ser realizadas para probar la exactitud con la que la facilidad de producción en la locación de pozo le vendió al cliente. La frecuencia de las pruebas de producción en línea varía con el tipo de pozo, si estos son pozos de gas seco o húmedo, pozos de aceite, si alimentan plantas de proceso, etc. Cada pozo en producción debe ser probado de acuerdo con la directriz que lo rige, la cual cambiará con las mejoras en las regulaciones y tecnología. (Las regulaciones pueden diferir de una región a otra).

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4.0

Seguridad y Preparación del Trabajo

4.1

Preparación del Trabajo

Una llamada telefónica del cliente es recibida en cuanto se programa un pozo. Se deben programar reuniones después de esta para confirmar que el equipo está disponible y capaz de operar con los parámetros del pozo. Un supervisor se escogerá por calificación y experiencia. Se seleccionará la cuadrilla y se iniciará la preparación del trabajo. El alcance del trabajo puede afectar el tiempo requerido para preparara este:    

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Elaboración del P&ID Logística para tierra, mar, tundra, desierto, o jungla. Construcción/Modificación de equipo para ambientes o necesidades especificas. Disponibilidad de otros servicios, el trabajo puede retrasarse. Weatherford Derechos Reservados Registrado & Confidencial

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Como una compañía de servicio, es prudente estar tan listo como sea posible con el equipo. El P&ID, ya sea grande o pequeño, tendrá información necesaria para completar la instalación del equipo. La preparación del trabajo puede extenderse en equipo desde un probador de flujo a un paquete de perforación bajo balance. Un trabajo puede involucrar perforación con aire o puede ser aplicación de prueba de pozo con gas amargo y alta presión. Para cualquiera trabajo, tendrá que revisar los siguientes aspectos del equipo:    

  

Funcionalidad Limpieza y presentación en general Documentos de Certificación y la expiración de ésta. Confirmación de todas las conexiones para completar la instalación: bridas, adaptadores de tornillería doble (DSA), carretes, equipo de cierre de emergencia (ESDs), etc. Confirmar la cantidad de tubería, mangueras, cable eléctrico, conexiones giratorias, válvulas, etc. Requerimientos de consumibles, diesel, propano, nitrógeno, aire respirable, etc. Partes de repuesto necesarias

La logística contempla:      

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Controlar el tiempo de salida para la cuadrilla y el equipo, puede ser por etapas. Confirmar la locación y las indicaciones de la ruta. Discutir requerimientos posiblemente tenga consideraciones especiales, papeleo; verificación de tiempos, parámetros políticos, etc. Asegurar la seguridad del equipo durante el viaje. Determinar el tipo de viaje, tierra, mar, o aire. Hacer arreglos para el transporte de material peligroso (TDG, Transporting Dangerous Goods), avisos, permisos, documentos.


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Preparación de la Cuadrilla:   

¿Los miembros de la cuadrilla están calificados para el trabajo? ¿Tienen sus certificados actualizados a la fecha? ¿Cada miembro de la cuadrilla se siente confortable con los parámetros del trabajo: locación, clima, alcance del trabajo, etc.?

El supervisor asignará deberes a completar por la cuadrilla durante la preparación del trabajo. Este puede asignar el control de la cuadrilla a un supervisor junior o un auxiliar con iniciativa, mientras atiende los asuntos de oficina. La preparación para el trabajo puede requerir que usted documente o liste las cosas que han sido completadas o que están deficientes; las necesidades y consideraciones pueden ser anotadas para discusión. Use algo de iniciativa y piense acerca de los otros trabajos en los que usted ha tenido experiencia. ¿Hay algo que se ha olvidado? O posiblemente usted conoce algo exclusivo del equipo, área, etc. Como miembro de la cuadrilla usted debería trabajar en equipo para alcanzar los objetivos definidos por su líder /supervisor. La preparación del trabajo también requiere que usted esté listo para ir a trabajar. Algunos trabajos pueden permitirle muy poco tiempo para prepararse antes de salir; sin embargo, es una buena idea estar preparado para el peor de los casos. Preparaciones Individuales:  

  

Tener su equipaje empacado y listo. Tenga en cuenta los requerimientos del personal al finalizar el último trabajo donde estuvo; no deje para más tarde. Permanezca en comunicación con la oficina. Informe los eventos actualizados. Mantenga su certificación de trabajo actualizada. Programe cursos si es necesario. Asegure que su EPP (Equipo de Protección Personal) esté listo para llevar (Overoles, botas, gafas de seguridad, etc.) Deje saber a la oficina si usted tiene tiempo de descanso programado antes que sea enviado para evitar conflictos en el cronograma.

Si usted no es activo a nivel personal, puede costarle que lo excluyan de ese trabajo. ¡Si lo excluyen repetidas veces le costará su confiabilidad!

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4.2


Gerenciamiento de Viaje

Viajar es algo que hacemos todos los días. Cada vez que viajamos involucra un riesgo que la mayoría de las veces es tomado sin otro pensamiento que alcanzar nuestro lugar de destino. La evaluación del riesgo durante un recorrido incrementará la posibilidad de llegar a nuestro lugar de destino sin incidentes. En nuestra industria, la evaluación de riesgos es algo que hacemos todo el tiempo, concientemente o no, dependiendo de la complejidad de la tarea. La violación de reglas y regulaciones en la vía hace a las personas responsables de sus acciones cuando ocurre un incidente, y los procedimientos y políticas en el lugar de trabajo incrementarán esa responsabilidad cuando esto pasa. El gerenciamiento de viaje le dará el conocimiento para minimizar el riesgo a través de planeación y pensamiento proactivo. El documentar y los documentos son herramientas para asistir en el proceso de gerenciamiento, pero son las personas quienes deben usar las herramientas y el conocimiento para alcanzar su lugar de destino de manera segura. Usted debe considerar las siguientes cosas en un gerenciamiento de viaje:            

¿Que hago si estoy involucrado en un accidente? ¿Conduciendo en una vía público sería diferente que conduciendo en una vía del cliente? ¿Cuales son las condiciones climáticas? ¿La fatiga será un factor? ¿Debería contactar a mi supervisor una vez alcance mi destino? ¿El vehiculo que yo estoy conduciendo está preparado? ¿Las condiciones especiales serán un factor: temporada de caza, propiedades militares e indígenas, etc.? ¿Mi medicación afectará mi conducción? ¿Cómo es la visibilidad: día, noche, niebla, etc.? ¿Tengo un copiloto, o viajo en convoy? ¿Estoy viajando al trabajo, o estoy regresando a casa? ¿Requeriré un radio para comunicación? ¿La vida salvaje será un factor?

El siguiente párrafo del ENFORM (Servicio de Seguridad y Entrenamiento de la Industria del Petróleo en Canadá) es una respuesta a las muertes por vehículos que han ocurrido en la industria de petróleo y gas en el occidente de Canadá en los últimos 9 años.

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Figura 4–98 Su accidente de trabajo afecta a toda la Familia La conducción es el asesino numero uno en la industria del petróleo y gas en Alberta, Canadá. Condiciones climáticas adversas, largas horas de trabajo, y el tiempo de viaje hasta y desde el sitio de trabajo se combinan en una mezcla mortal. En otras áreas del mundo, la conducción puede ser muy diferente o presentar diferentes desafíos.    

Lugares donde se conduce al otro lado de la vía. Lugares con acción militar Lugares donde la conducción es realizada en la noche moviéndose lento, por vehículos no iluminados. Lugares donde hay peligro de piratería.

Estos son algunos ejemplos. Si usted va a otro país, tenga en cuenta la cultura y como ésta puede afectar su estadía. Si un incidente ocurre, ¿qué debo hacer?    

Llame al servicio de emergencia, si es necesario. Asegúrese que las personas y el área sean atendidas, si es requerido. Llame al siguiente nivel de supervisión, tan pronto sea posible Llene la documentación necesaria.

La altura de un remolque cargado puede afectar la ruta de viaje que debe tomarse para llegar al lugar de destino.

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Figura 4–99 Vehículos Extra Altos pueden tener que tomar una ruta diferente. Para este incidente las consecuencias de esta equivocación resultaran en grandes multas, costos por reemplazar el camión, el remolque, el puente, etc. Queda fuera de servicio el puente y la vía, así como cualquier demanda a seguir. Este incidente podría haber sido mucho peor. Podría haber mucho tráfico en el puente y en la autopista que pasa por este, y también podrían haber estado peatones en el puente. Anticípese y sea proactivo, no reactivo en el viaje. Es difícil pensar en todos los detalles cuando planea un viaje, pero es mejor tener un plan incompleto, que no tener ningún plan. Nuestra última línea de defensa es nuestro entrenamiento en manejo defensivo. Permanezca atento a su alrededor y a las personas en este. Somos más susceptibles a un accidente cuando regresamos a casa, al hotel o campamento, o si estamos retrasados. ¡Es mejor LLEGAR tarde, que MORIR a tiempo!

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4.3


Orden y Limpieza

Nuestra apariencia general causa una gran impresión sobre las personas que nos encontramos. Si intentamos impresionar a alguien, generalmente nos ponemos presentables, y tratamos de decir las cosas de la manera correcta para causar una reacción positiva. En nuestro trabajo, sucede lo mismo. Tratamos de impresionar al representante de la compañía en una locación de pozo, o al siguiente nivel de supervisión, para crear una reacción positiva. El supervisor quiere asegurar que el trabajo vaya tan bien como sea posible, y si se presenta algún problema, que este se maneje con profesionalismo. Durante la operación en el pozo, el mantenimiento del equipo es primordial, y el orden es una gran parte de mantener las apariencias. Cuando el equipo, la locación, y usted permanecen presentables, la posibilidad de que un cliente repita NO esta garantizada, pero las posibilidades se incrementan. El supervisor confía en que su cuadrilla conserve en buenas condiciones el equipo. El supervisor tiene la responsabilidad de mantener las operaciones en locación y otros asuntos de logística. La responsabilidad del operador/ayudante es casi la misma que la de un supervisor. La cuadrilla debe trabajar unida para dar una buena impresión. El orden y la limpieza involucran:       

Asegurar que la locación esté libre de desorden y suciedad. Mantener el aseo de los vehículos Mantener el equipo limpio, presentable, y bien organizado para el trabajo. Mantener las herramientas limpias y bien organizadas para trabajar. Identificar los riegos y corregir estos Mantener un seguimiento de los consumibles en la locación Asistir en la reparación y mantenimiento del equipo

Desorden, Suciedad y Basura En algunas regiones, el impacto ambiental es un aspecto significativo mientras que en otras no. Si hay recipientes de basura disponibles, asegúrese que los materiales apropiados vayan a sus respectivos contenedores.    

Metales Aceites Papel/Cartón Basura en general

Mantener el aseo de los Vehículos Mantener el aseo de los vehículos es muy importante. Es también un desafío porque el ambiente en el que trabajamos involucra lodo, mugre, polvo, arena, lluvia, nieve, etc. Si dedicamos tiempo a mantener el aseo de los vehículos, damos una buena impresión. Mas importante, si esta aseado un vehiculo, será más probable que notemos los pequeños problemas antes que ocurran los grandes.

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Revise los vehículos por:        

Signos de daño visible Llanta Baja/Llanta pinchada Fluido que fuga bajo los vehículos Nivel de Aceite Nivel de Combustible Nivel de liquido de Transmisión Manejo de la carga Seguridad de las cajas de herramientas

Equipo Limpio y Presentable Igual que los vehículos, la importancia de un equipo limpio no puede ser enfatizada lo suficiente. ¡…impresión, impresión, impresión! Revise:        

Signos de daño visible Llanta Baja/Llanta pinchada, si es portátil Fugas en válvulas, bridas, etc. Conexiones/equipos flojos o sueltos Riesgos Aseo General interno y externo Herramientas organizadas Contenedores de muestras y otros químicos organizados

Asegúrese que al área de oficina se le haya suministrado:          

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Papel Tablas y Cartas de registro Lapiceros/Lápices Trapos almohadillas Absorbentes Combustible y aceite, si aplica Suministros de agua/café Suministros de limpieza Toallas de Papel Papel higiénico, etc.


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Herramientas Las herramientas usadas en un trabajo deben estar disponibles y ser confiables. Mantenga las herramientas organizadas e inspecciónelas para verificar:      

Daños Visibles Funcionalidad Oxidación y corrosión (Remover esta si esta presente) Aseo Lubricación, si aplica Riesgos potenciales (Cabeza de mazo achatada, Destornillador astillado, dientes desgastados en una llave para tubo, etc.)

Identificación de Riesgos Identificar y corregir los riesgos juega una parte primordial en la seguridad de la locación en general. ¡Permanezca vigilante! Los riesgos pueden no ser detectados por muchos, pero solo se necesita un par de ojos para ver e indicar el riesgo.

Consumibles Dependiendo del tamaño de la operación en locación, los consumibles tendrán que ser monitoreados. Algunos consumibles:     

Combustibles Aceites Inhibidores de Corrosión, metanol, etc. Correas de ventiladores Filtros

Reparación y Mantenimiento de Equipo Para ayudar a prevenir la falla de equipo e incrementar su longevidad, se debe realizar un mantenimiento regular. Si la rutina de mantenimiento no se conoce, pregunte como proceder. Cuando un equipo falla, y su uso es inevitable, será necesario asistir en la reparación del equipo. El hecho que usted no conozca mucho del equipo, no lo excusa de ayudar. ¡QUÉDESE ALLÍ Y APRENDA!

Generador y Cuidado Eléctrico La energía eléctrica es requerida en casi todo lo que hacemos, desde encender las luces y electrodomésticos hasta proveer calor. Las locaciones de pozos remotos no son diferentes. Los generadores de energía portátiles proveen suministro eléctrico a una nueva locación de pozo. Tender líneas de energía a locaciones remotas no es un costo efectivo o practico hasta que sea determinada la productividad del pozo.

Revisión D


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Generadores Los generadores deben tener un buen mantenimiento todo el tiempo. En un clima severo, un generador confiable y con buen mantenimiento podría ser su salvavidas.

Verificación Pre-Arranque La verificación pre-arranque será diferente dependiendo del tipo de generador. Los generadores de gas y diesel no tienen los mismos componentes y tienen diferente procedimientos de arranque. Familiarícese con la unidad; revise el manual del propietario y haga preguntas.          

Señales de daño Nivel de Refrigerante (Mezcla de glicol y agua) Nivel y limpieza del Aceite Combustible Filtros (aceite, aire y combustible) Condición de correas Si la unidad está nivelada Radiador Adecuado Aterrizaje de la descarga de los gases de escape Condición de la Batería

Figura 4–100 Generador Diesel

Arranque Prepare el sistema de combustible con la bomba de cebado (diesel), active el estrangulador (gas) Pre-caliente los generadores (Un motor diesel con tapón calentador o una cámara de calentamiento). Consulte el manual del propietario para procedimientos de precalentamiento. El precalentamiento calienta el combustible antes que sea comprimido para su ignición. Una buena regla de campo es:     

Sobre 860F (300C) Entre 500F-860F (100C-300C) Entre 320F-500F (00C-100C) Entre 00F-320F (-180C-00C) Por debajo de 00F (-180C)

Cerca de 10 segundos Cerca de 15 segundos Cerca de 20 segundos Cerca de 30 segundos Cerca de 45 segundos

Encienda el motor y monitoree los indicadores:    

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Presión de Aceite (40 psi-60 PSI) Temperatura Refrigerante (160°F -195°F) Voltaje de la Batería (12-14 voltios) Frecuencia de Salida de Energía (60 Hz)


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*** Los motores diesel pueden ser difíciles de encender en clima frío. El éter no es recomendado, pero si se usa, utilícelo moderadamente. Su uso excesivo causará daño del motor. *** Los motores alimentados con gas pueden tener que ser iniciado con un jalón. Siempre use un movimiento de jalón controlado, suave. Tirar bruscamente del cordón del arranque puede dañar la unidad o herir al trabajador.

Revisiones Diarias En todos los sistemas de combustible de generadores, si importar el tipo, la limpieza del combustible es muy importante. Haga todo lo posible por prevenir que la mezcla, mugre o contaminantes de cualquier tipo entren al sistema de combustible.   

Nivel y limpieza del aceite Señales de fugas Lecturas de los indicadores en rangos normales óptimos

Figura 4–101 Sistema de Combustible de un Generador a Gasolina

Mantenimiento Todos los motores necesitan mantenimiento. Consulte el manual del propietario para las horas programadas. Algunas cosas usuales que se pueden hacer sin enviar la unidad a un servicio técnico regular son:      

Cambio de aceite Cambio de filtro o filtros de combustible Cambio de Filtro de Aire Reemplazo de bujías (en Motores a gas) Llenado de refrigerante Reemplazo de la batería

Presión de Aceite La presión de aceite en operación debería estar entre 40 y 60 PSI. Si la presión cae por debajo de 40 PSI, revise el nivel de aceite del motor. Revise si hay fugas exteriores y si el filtro de aceite está limpio. Si la presión es muy baja, el generador se apagará por el interruptor del circuito de falla.

Indicador de la Temperatura del Agua La temperatura del agua debería estar entre 165 0F y 1950F dependiendo de la carga y la temperatura ambiente. Si la temperatura del refrigerante excede los 2500F, revise el nivel de este. Espere a que el refrigerante se enfríe antes de remover la tapa del radiador.

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Medidor de Voltaje El voltaje de la batería debería estar entre 14 y 15 voltios. Cambie la batería si esta no mantiene la carga. Las baterías también controlan los sensores del motor. Antes de apagar el generador, mantenga la unidad por 3 a 5 minutos sin carga eléctrica. Esto permite que el aceite y el refrigerante arrastren el calor de la cámara de combustión y los rodamientos.

Batería Mantenga la batería libre de corrosión alrededor de los terminales de conexión. Limpiar estos terminales extiende la vida de la batería y proporciona un máximo de amperaje de arranque en frío. Revise los niveles de agua destilada si el voltaje es bajo.

Bujías En los generadores a gasolina o gas, las bujías deberían ser revisadas periódicamente (Observe el manual del propietario para los tiempos recomendados). Los detalles a observar son: acumulación de carbón, superficie grasosa, bujía quemada, o cualquier otro detalle que se vea sospechoso. El trabajo cerca de los generadores tiene su grado de riesgo. Los factores a considerar son:       

Volatilidad del combustible Calor Partes en movimiento Ruido Sustancias Toxicas Electricidad Use el EPP apropiado para prevenir lesiones

Cuidado Eléctrico El trabajo con electricidad es algunas veces realizado diariamente, mueva un interruptor y la luz se enciende. La mayoría de las personas no piensa mucho en la electricidad y aún las casas se queman y las personas mueren cuando esta no se respeta o no es usada correctamente. En las locaciones de pozo, cuando se usa energía portátil o permanente, se requiere que todos estén conscientes de los peligros asociados con la electricidad. Las locaciones tienen ciertas condiciones que tienen que ser cumplidas de acuerdo a prácticas legales regionales y los procedimientos y políticas regionales. En el pozo, el equipo será descargado, colocado en posición e instalado. Para ser protegido de un percance eléctrica, ya sea de origen natural o artificial, considere lo siguiente: Puesta A Tierra (Grounding): una conexión conductora entre un equipo o circuito eléctrico y la tierra o algún otro dispositivo conductor que sirva en lugar de la tierra. Enlace Eléctrico (Bonding): unión de partes metálicas formando un camino conductor eléctrico, asegurando continuidad y capacidad para conducir cualquier corriente eléctrica de manera segura.

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Interruptor de Circuito de Falla a Tierra: un dispositivo destinado para desenergizar un circuito cuando la corriente a tierra tiene fallas, previniendo que otro objeto o una persona se conviertan en el nuevo conductor eléctrico hacia la tierra. Circuito Intrínsecamente Seguro: equipo y cableado incapaz de liberar suficiente electricidad, bajo condiciones normales o anormales, para causar ignición. Protección Catódica: un medio para reducir o prevenir el proceso electroquímico destructivo de la corrosión en un metal. Se usa un metal como cátodo (batería), y se genera una corriente eléctrica positiva a través de la tubería, un ánodo de sacrificio o electrón negativo es producido, compensando los efectos de la corrosión.

La puesta a tierra del equipo evitará que usted sea el conductor y la electricidad no pasará a través de su cuerpo. En el evento de una tormenta eléctrica, la puesta a tierra de los equipos permitirá que la electricidad de un rayo se descargue a través del equipo hacia la tierra con un daño mínimo. Cuando el equipo esta colocado, puede haber solo un punto a tierra. Esta es la razón por la cual es importante enlazar todos los equipos. En el evento de un clima lluvioso combinado con un cableado eléctrico en mal estado, el interruptor de Falla a Tierra activará el circuito y cortará la electricidad. Cuando realice transacciones con facilidades, baterías de aceite y gas, puede ser necesario que desconecte el sistema de protección catódica para prevenir choque eléctrico. La tierra y el enlace eléctrico del equipo debe ser metal a metal. Puede ser necesario raspar la pintura del equipo o remover la oxidación en el contacto de aterrizaje o enlace para completar la conexión. Use los accesorios de aterrizaje o enlace eléctrico recomendados por el fabricante del equipo.

Figura 4–102 Abrazadera para aterrizar equipo

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Los componentes eléctricos deben cumplir un código reconocido y pueden ser restringidos a límites de zonas. Las Áreas de Zona son clasificadas como: 1. Zona 0 – Mezcla explosiva Gas-Aire presente continuamente o por largos periodos de tiempo. 2. Zona 1- Mezcla explosiva Gas-Aire es probable que ocurra en operaciones normales. 3. Zona 2 - Mezcla explosiva Gas-Aire no es probable que ocurra y, si ocurre, será por un corto periodo de tiempo. 4. ÁREA SEGURA – Todas las otras áreas que no son mencionadas arriba. Adicional a la definición de Área Peligrosa por la clasificación de ‘zonas’, podemos también encontrar un Área Peligrosa definida como Clase 1 División 1 o Clase 1 División 2. Esta dependerá de la región donde se esté trabajando. Clase 1 División 1 y Clase 1 División 2 son en líneas generales similares a Zona 1 y Zona 2 respectivamente. Cuando hablamos de “EQUIPO A PRUEBA DE EXPLOSIÓN” comúnmente significa que el equipo está especificado para uso en áreas clasificadas como las Zona 1 y 2. Las especificaciones del equipo definen las áreas en las cuales un conjunto o componente específico está diseñado para operar. Los paquetes de documentación de componentes estipulan la “Certificación”, la cual permite colocar el componente en el área de operación deseada. Cuando un equipo es instalado en el área de operación de acuerdo al código o zona, revise las señales de daño a sistemas eléctricos:      

Accesorios rotos Cables gastados Barreras de Vapor Dañadas Cables Expuestos Tierras Rotas en receptáculos de enchufe Cajas de empalmes dañados, etc.

Si se descubre un equipo defectuoso pre-trabajo, post-trabajo o incluso durante el trabajo, deberá reportar y documentar la deficiencia y reparar o retirar este de servicio. ¡Si usted tiene dudas pregunte!

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4.4


Liderazgo

Liderazgo: la habilidad para influenciar a los otros (seguidores) hacia una meta deseada. La habilidad para influenciar a otros es lo que define al tipo de líderes que somos. El liderazgo natural es una habilidad que la mayoría de las personas no tiene. Aunque el liderazgo esta ligado a responsabilidad, la mayoría de las personas son reacias a tomar esta responsabilidad cuando se presenta la oportunidad. La mayoría de las personas están más dispuestas a seguir o aceptar indicaciones que hacerse responsable por acciones f allidas.  

Liderazgo Potencial: habilidad para liderar Liderazgo Actual: da las guías e indicaciones

Como un niño en un círculo de amigos, nos atreveríamos a hacer las cosas. Los líderes tomarían el desafío y los seguidores pensarían que fue una locura. La mayoría de las personas puede estar programada o enseñada a dirigir por experiencia y ejemplo. La habilidad para liderar se adquirirá, y la prudencia ganada es usada para influenciar las nuevas generaciones. Los líderes pueden influenciar a las personas para que obedezcan. Los grupos religiosos, militares, o políticos son grandes grupos que afectan a las masas. Los líderes son capaces de:          

Inspirar y motivas a otros a través de habilidad y conocimiento Influenciar comportamientos y actitudes Promover el pensamiento (Iniciativa) Guiar por el ejemplo Priorizar actividades Trabajar bien con otros Mostrar optimismo Escuchar a los otros Considerar las necesidades de los individuos Recompensar y dar elogios

La influencia de un líder necesita un punto focal, una visión, o una misión a la cual dirigir a las personas, cosas que estas quieren creer o de las cuales quiere ser parte. Un líder desarrollará una cultura, un ambiente positivo que tiene consistencia con el enfoque de este. El carisma y la personalidad juegan un papel importante para influenciar a los otros, ya sea con buenas o malas intenciones. Este poder incrementa la popularidad del individuo a un punto donde las personas querrán estar alrededor de esta persona para aumentar su propia popularidad. Cuando esta cultura es establecida, los no seguidores, o no creyentes serán eludidos, y desplazados del grupo. La tendencia de los seguidores es a: Hacer lo que el líder inspecciona, no lo que el líder espera . Así, como líder, es necesario revisar el progreso del personal a su cargo.

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A menudo el líder encontrará errores en el trabajo o en las actitudes para el trabajo, a veces sin importancia y otras veces graves. Un líder debe:   

Lograr el control de la situación Reunir los hechos Implementar acciones correctivas

Los líderes encontraran las maneras para criticar constructivamente al personal cuando se implementa una acción correctiva. La mayoría de las personas sabe cuando a cometido un error. Encuentre los hechos, no las fallas de la situación. Un refuerzo positivo tendrá un efecto mayor en los miembros de la cuadrilla que un refuerzo negativo. Debemos entender que no todos pueden trabajar juntos en armonía todo el tiempo. Una diferencia de personalidades es inevitable, y es los que nos hace únicos, nos da nuestra individualidad. Respete las opiniones o puntos de vista de las otras personas, es posible cometer equivocaciones (errar es humano). Todos cometemos errores. No nos gusta admitir nuestros errores. La tendencia de las personas es a culpar a los otros. Los líderes cometen errores al igual que los todos, pero un verdadero líder asume la responsabilidad por todos los errores, o acciones que ocurran bajo su mando. Intimidación: influenciar a través del miedo. El liderazgo no debería ser realizado usando tácticas de miedo. Esto creará rencor en las masas, grupos o cuadrilla. La intimidación no crea una cultura de trabajo positiva, porque:    

Las necesidades individuales no serán consideradas Se detendrá el proceso del pensamiento y de ideas nuevas (El intimidador robará sus ideas) La moral será baja El castigo será severo cuando se comete un error

Los intimidadores serán considerados como un matón o un dictador, y probablemente nunca será respetado. Los intimidadores eventualmente caen del poder, y entonces son evitados por el personal que ellos tenían a su cargo.

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Ética en el Trabajo: es la forma en que trabajamos. El personal con buena ética de trabajo reacciona ante una indicación como una oportunidad para mostrar sus habilidades al supervisor/líder. Los supervisores evaluaran su ética de trabajo y harán recomendaciones para mejorar su posición de acuerdo a su buen merito. Un operador con una buena ética de trabajo:           

Muestra una actitud positiva, y confiable, pero hace preguntas cuando tiene dudas. Vela por las necesidades del cliente (cuando son razonables) Trabaja de manera segura Trabaja bajo presión Actúa profesionalmente Mantiene su área de trabajo bien ordenado, y está listo para salir. Es organizado con la rutina diaria. Respeta el equipo a través del mantenimiento, el aseo y los parámetros de operación. Transmite la información a su supervisor y a su cambio de turno. Demuestra interés en obtener mas conocimiento Se mantiene ocupado, aun cuando la carga de trabajo parece baja.

Relaciones con el Cliente Cuando trate con los clientes, es importante causar una impresión positiva. Si es un nuevo cliente, recuerde, “Usted solo tiene una oportunidad para causar una buena primera impresión”. El causar una buena impresión hará el trabajo más agradable. Es difícil anticiparse a lo que el cliente querrá. Una buena relación con el cliente se puede establecer:          

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Causando una impresión positiva con su apariencia y acciones. Saludando al cliente, con confianza (Estrecha su mano, sonreír y mirarlo a los ojos) Preguntando el lugar de ubicación del equipo (¿Cuales son las necesidades del cliente?) Comunicándose de manera oportuna Mostrando interés en el progreso del pozo Siendo conocedor del lenguaje ordinario Evitando la confrontación con el cliente, otros servicios, y su propia cuadrilla Manteniendo la documentación y notas tan actualizadas como sea posible Respetando el alojamiento del cliente en la locación; tocando antes de entrar y quitándose las botas sucias de lodo. Ofreciendo asistencia cuando sea requerida


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Desafortunadamente, usted puede realizar el mejor trabajo siempre (en su propia mente) y al terminar encontrar un cliente insatisfecho. El problema se centra en el desarrollo de la relación con el cliente y como esta relación es manejada a través de todo el trabajo. Póngase en los zapatos del cliente y empezará a establecer buenas relaciones con este.

Regulaciones, Políticas y Procedimientos Políticas: un plan de acción, decisiones guiadas, y acciones. Las políticas pueden aplicar a individuos, organizaciones, grupos, y gobiernos. Un proceso de política identifica alternativas en programas o prioridades, y entonces se escoge lo que impacte mejor a la organización. Las políticas pueden ser gubernamentales, financieras, administrativas, y gerenciales; todas están diseñadas para alcanzar un objetivo específico. Ciclo de una política: como se crea o se deroga una política:  Definición de la Agenda  Información de la política  Toma de decisión  Implementación  Evaluación (continua o finalice la política) Las políticas están encaminadas a influir en el mundo real y en el propósito de una organización, si está formalmente escrita o no. Las políticas pueden ser clasificadas de diferentes maneras.   

Distributiva: extiende servicios o bienes a los miembros de la organización (Entrenamiento, protección de ojos, etc.) Regulatoria: limita la discreción de las personas y organizaciones (cinturones de seguridad, EPP, teléfonos, y conducción) Constituyente: un gobierno elegido que trata con leyes (Cámara de representantes, representantes municipales, etc.)

Las políticas son activas; a menudo cuando se implementa una política según un modelo, surgen resultados inesperados y posiblemente se someta a cambios. Procedimiento: una serie específica de acciones/ actos u operaciones las cuales se siguen para obtener un resultado consistente. Las tareas, actividades, decisiones, cálculos, y procesos tendrán una secuencia de pasos a ser cumplidos. Ejemplos de procedimientos:  Instrucciones o recetas, un conjunto de ordenes de construcción para hacer algo.  Métodos y subrutinas, una porción de un programa extenso (Ciencias de Computación)  Algoritmos, una secuencia de calculo que cumple un objetivo (Matemáticas)  Procedimientos quirúrgicos  Procedimientos legales  Procedimientos civiles, criminales, administrativos, o laborales.  Parlamentarios 142


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tandard O perative Procedimiento Operativo Estándar, un SOP (por la siglas en ingles, S tandard P rocedure) es un termino común usado diariamente en la milicia, la industria, e individuos en general.

En la milicia, el SOP es usado para describir un procedimiento o conjunto de procedimientos para una tarea, operación o evento. Creer que un SOP es estandarizado estandarizado es una gran equivocación. equivocación. La naturaleza del SOP es no ser estándar para un elemento militar extenso; Este es más para describir un procedimiento para una unidad pequeña incluida en una unidad más grande. El procedimiento operativo puede afectar a la unidad solo hasta nuevo aviso o enmienda o terminación. El termino SOP fuera de la milicia es un grupo de instrucciones para dirigir una actividad efectivamente para completar una operación o tarea y que esta tarea siempre sea completada de la misma manera. Un SOP para la misma actividad puede diferir de una región a otra debido a las regulaciones, políticas y condiciones aplicables para el área. Regulaciones: Regulaciones: restricciones o reglas legales que son implementadas y controladas por el gobierno, y donde resultarán sanciones o multas si estas son violadas. El derecho administrativo o la ley reguladora comparativamente, es diferente a la jurisprudencia y la ley estatutaria, las regulaciones intentan:   

Producir resultados que de otra manera no podrían ocurrir Producir o prevenir resultados en diferentes lugares que de otra manera podrían ocurrir. Producir o prevenir resultados en diferentes escalas de tiempo que de otra forma ocurrirían.

Ejemplos comunes de regulaciones son:     

Polución Salarios Precios del Mercado Empleo Bienes y Servicios

Una regulación es una forma de legislación secundaria la cual es usada para implementar una legislación primaria, u otras formas de legislación secundaria. Una regulación tiene en cuenta las circunstancias durante la implementación de la legislación. Un estatuto en un tipo de regulación local; este puede aplicar en un área, pero no en otra.

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4.5


Salud y Seguridad

Política de Seguridad El objetivo de la seguridad es mantener condiciones de trabajo seguro para la protección del personal y el medio ambiente, mediante establecer políticas y procedimientos para personal de Weatherford y contratistas a seguir en todas las operaciones de la compañía. Las políticas y procedimientos resumen las practicas de trabajo seguro, análisis de riesgo de la actividad, y proporciona programas de prevención de incidentes y accidentes. El personal de Weatherford es responsable por mantener las condiciones de trabajo seguro para la protección del personal y el medio ambiente. La operación será conducida en tal forma que los activos de la compañía compañía se conserven y sean usados efectivamente. efectivamente.

Política Ambiental de Weatherford Carta de Declaración de la Oficina Central Corporativa en Houston, Texas.

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Revisión D



La política de Weatherford es operar con la política de protección ambiental establecida por el cliente. Para alcanzar esta meta el personal de Weatherford asume las siguientes responsabilidades:      

Proporcionar un lugar de trabajo libre de riesgos reconocibles. Colocar el valor del recurso humano y ambiental por encima de factores económicos. Asegurar que las regulaciones regulaciones de salud y seguridad seguridad y los procedimientos procedimientos de seguridad seguridad estén siendo aplicados apropiadamente. Suministrar personal calificado para apoyar los programas de salud y seguridad. Asumir la responsabilidad responsabilidad por cada operación y los resultados resultados Mantener el control a través de reportes e inspecciones periódicas

Revisión D


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Sección 4 Seguridad y Preparación del Trabajo   


Entrenar a los empleados para usar los procedimientos de trabajo seguros Desarrollar y optimizar los procedimientos de trabajo minimizando los costos humanos y económicos. Monitorear el progreso y ejecución de las políticas de salud y seguridad.

Entrenamiento y Seguridad en Locación Los supervisores de Weatherford están para manejar una operación eficiente que este libre de incidentes/accidentes. Ellos serán responsables por las siguientes funciones:      

Preparar y ejecutar el entrenamiento en las operaciones de la locación cubriendo todos los aspectos de las tareas asignadas la cuadrilla. Establecer una elevada conciencia de seguridad por todo el personal directamente involucrado en la operación Coordinar las juntas de seguridad con los supervisores de otros servicios en la locación Mantener el control a través de reportes e inspecciones periódicas Identificar los riesgos asociados a todo el trabajo a ser realizado por el personal de Weatherford. Hacer inspecciones periódicas a herramienta y equipo.

El entrenamiento en seguridad facilita el conocimiento a los empleados permitiéndoles ejecutar sus trabajos de la forma más segura como sea posible. Además hace énfasis en el equipo de protección personal (EPP), prevención de incidentes/accidentes, e identificación de condiciones y actos inseguros.

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Revisión D



El proceso administrativo es además reforzado por el compromiso de Weatherford con la seguridad, las personas, y el medio ambiente.    

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Las reuniones de seguridad, un plan documentado de tareas generales a ser completadas para el periodo de trabajo. Procedimientos operativos estándar (SOPs) , explicación de cómo proceder para una tarea especifica Análisis de seguridad en el trabajo (AST), este cubre los riesgos conocidos de tareas especificas y medidas preventivas recomendadas para evitar un incidente/accidente. Políticas y Procedimientos son códigos de ética, prácticas y lineamientos para dirigir diariamente los negocios de Weatherford mientras permanece conciente de las impresiones públicas y privadas. Observación/Identificación de Riesgo/ cercano a la falla, son documentos para observar los hábitos de trabajo, buenos y malos, para identificar situaciones riesgosas y practicas de trabajo, para reportar ocurrencias que han sucedido sin perdidas de personal o proceso. Investigación de Incidente/ Accidente, un proceso formateado de la investigación de un incidente accidente para evitar que vuelva a ocurrir. Este NO es un proceso de búsqueda de fallas. Las inspecciones son un proceso de confirmación que el equipo, los estándares y las personas cumplen las políticas y procedimientos de la compañía, el cliente y el país donde se trabaja. El Diagrama de Proceso e instrumentación (P&ID) es un documento detallado de cómo el equipo estará organizado, y como el efluente de pozo será procesado. El P&ID involucra todos los servicios en locación y necesita la aprobación de todos antes de iniciar el trabajo. HAZID y HAZOP, son procesos de identificación de riesgos potenciales de la operación completa, y el manejo de acciones correctivas de los riesgos, si estos e xisten. La conducción es el asesino numero uno en la industria del petróleo y gas. Weatherford tiene políticas y procedimientos que los empleados deben cumplir como condición de empleo, así como el entrenamiento en manejo para mejorar la seguridad de conducción del individuo tanto para estos como para las otras personas. Derecho a negarse a un trabajo inseguro, este es un derecho de las personas. Es inseguro que un trabajador inexperto intente una tarea a menos que se entrene a esa persona, se le supervise, o se pide hacer el trabajo si está dentro de sus capacidades.

El costo económico y de personal de un trabajo inseguro pude ser evitado con el pensamiento proactivo y la competencia en el trabajo. Un trabajador sin entrenamiento es un trabajador potencialmente inseguro. Un nuevo trabajador querrá mostrar que es capaz de hacer una tarea simplemente para impresionar a su supervisor. Esta persona probablemente no admitirá que no esta preparada, colocándose el mismo en un riesgo muy alto de estar involucrado en un incidente/ accidente. Cuando los empleados hacen preguntas y reciben la guía apropiada, el costo inicial de detener el trabajo será extremadamente menos severo que el costo de un incidente/accidente.

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4.6


Trabajando con H2S

En la industria del petróleo y gas, los trabajadores pueden estar expuestos a gas amargo o Sulfuro de Hidrogeno (H2S). La concentración de gas amargo varía ampliamente de unas pocas partes por millón (ppm) a muy altos porcentajes. En Alberta, Canadá algunos pozos han sido probados con concentraciones de H2S de hasta 90% o 900,000 ppm. La importancia de las protección personal puede ser muy obvia cuando solo 0.07% 0 700 ppm mataran a una persona. NO sienta miedo del gas amargo, respételo y use un equipo de respiración. El entrenamiento y certificación en H 2S es necesaria antes de que el personal pueda trabajar con este. También tenga en mente que los requerimientos de entrenamiento pueden diferir de una región a otra. El límite máximo de exposición al H 2S en 10 ppm., después de esta concentración el equipo de respiración es requerido por política de la compañía. Equipo de protección Personal (EPP) Existen dos tipos de aparato de respiración necesitados para trabajar en un ambiente con H 2S:

Figura 4–103 Equipo de Respiración Autocontenido

Figure 4–104 Equipo de Respiración con Suministro de Aire (En Cascada)

Propiedades de Sulfuro de Hidrogeno Color Olor Densidad del Vapor Punto de Ebullición Limites de Explosividad Temperatura de Ignición Solubilidad en Agua Inflamabilidad

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Incoloro A bajas concentraciones huele igual que huevos podridos 1.189 SG (Aire = 1.0 SG) -76°F (-60°C) 4.3% a 46% por volumen en aire 500°F (260°C) 4 volúmenes de gas en 1 volumen de Agua a 32°F (0°C) Forma mezclas explosivas con aire


Revisión D



Toxicidad La concentración de gas amargo es expresada en partes por millón en aire (por volumen).  

1 ppm = 0.0001% puede oler 10 ppm = 0.001% máxima exposición permitida durante 8 horas

Exposiciones a gas amargo por encima de 10 ppm requiere aparato de respiración.    



100 ppm = 0.01% perdida del olfato en 3 a 15 minutos, puede quemar ojos y garganta 200 ppm = 0.02% perdida del olfato rápidamente, quema ojos y garganta 500 ppm = 0.05% perdida de razonamiento y balance, molestias respiratorias en 2 a 15 minutos, necesidad de un procedimiento de resucitación 700 ppm = 0.07% quedará inconciente rápidamente, la respiración se detendrá y morirá si no es rescatado rápidamente, proceso de resucitación requerido de forma inmediata. 1000 ppm = 0.1% Inconciencia instantánea, resultará daño cerebral después de 4 a 6 minutos si no es resucitado.

Figura 4–105 Los sitios con H 2S deberán estar claramente Marcados.

Revision D


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Operando en Ambientes con Gas Amargo Las leyes regionales, políticas y procedimientos de la compañía, y protocolos en la locación tienen un efecto en la forma como trabajamos con gas amargo:       

No trabaje solo; use el “Sistema de Compañero”; tres personas por turno, una puede ser una persona de seguridad. Bajas concentraciones de gas amargo pueden cambiar a altas concentraciones. Esta es una política de Weatherford. Lleve un SABA (Equipo de Respiración con Suministro de Aire) al área de trabajo en pozos con 10 ppm Realice reuniones de seguridad regularmente y revise las rutas de escape. El ajuste los protocolos en el sitio de trabajo puede ser requerido cuando trabaje con otros servicios. El H2S debe ser contenido en el sistema de flujo. Monitoree la dirección del viento en caso de perdida de contención. Si ocurre una fuga, protéjase y repare la fuga. Puede ser necesario un cierre de emergencia del pozo.

Los aparatos de respiración deben ser usados en un ambiente de H 2S cuando se hacen ciertos aspectos del trabajo. Tenga buena comunicación y deje que el personal sepa lo que está sucediendo. Los aspectos del trabajo donde ocurre una emisión controlada son:      

Muestreo en superficie Cambio de platinas de orificio Apertura de trampa de marraneo en ductos superficiales. Reparación de equipos Cambiando tubo reductor o bonete del estrangulador Modificar la integridad de un sistema de tubería, etc.

Cuando el trabajo llama a un cambio de alcance, se requerirá una reunión de seguridad. También si una tarea común esta siendo realizada fuera del marco de tiempo normal para tal fin déjeselo saber a la persona de seguridad.

Detección de H2S La detección de H2S debe ser realizada con dispositivos sensores diseñados para gas amargo. Aunque el H2S puede ser detectado por olor a muy bajas concentraciones, la exposición prolongada insensibiliza el sentido del olfato en la nariz humana. Si el gas amargo es olido, y luego desaparece, no asuma que el área es segura porque la concentración puede haber incrementado y es por esa razón que no puede oler más el H2S. Los dispositivos sensores adecuadamente mantenidos y calibrados son la mejor manera de alertar a las personas cuando ocurren encuentros aleatorios con H 2S. Los dispositivos de detección pueden ser un monitor personal o una serie de sensores conectados a un sistema central.

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Revisión D



Figura 4–106 Medidor /Detector Multi-Sensor La mayoría de los detectores tendrán una alarma audible y visual. Todos los sistemas detectores permanentes y semi-permanentes tendrán una alarma audible, usualmente una sirena ruidosa o serie de sirenas dependiendo del tamaño de la aplicación del sistema. Junto con el sistema de sirenas, el sistema detector tendrá una serie de luces para indicar a los individuos el área de peligro y al cuarto de control central (Si es una facilidad) la localización del problema. La planeación adecuada, las reuniones de seguridad documentadas, y una orientación en sitio deben incluir el sistema de detección antes que el trabajo pueda comenzar. La mayoría de los sistemas de detección activaran la alarma a 10 ppm. Cuando una alarma es escuchada o vista, el personal debe evacuar a un punto de reunión designado para realizar un conteo de este. Dependiendo de la facilidad, el punto de reunión podría ser llamado también área de instrucciones, punto de mitin, etc. Si el personal no está completo en el conteo, se realizará un rescate. El rescate del personal tendrá que ser realizado en lapso de cuatro a seis minutos desde el momento que la persona desapareció o será solo la recuperación de un cadáver. La competencia, practicas de trabajo seguro, documentación, y entrenamiento en H 2S son los requisitos cuando trabaja en una locación con gas amargo.

Figura 4–107 Modelos de Monitores para H 2S Revision D


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Un probador de H2S manual se utilizará para probar la concentración de gas amargo solo si se está usando un SCBA o SABA. Las bombas de mano están diseñadas para determinar la cantidad de gas amargo en porcentaje o partes por millón.

Figura 4–108 Bomba de Mano Gastec con Tubo detector

Figura 4–109 Bomba de Mano Kitagawa con Tubo detector Los tubos detectores de gas para H 2S tienen un rango máximo de detección de 40%. Cuando las concentraciones de H2S están por encima del rango del tubo, se tendrá que hacer un análisis químico por titulación.

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Revisión D



Figura 4–110 Bomba de Mano Draeger con Tubos detectores Una titulación Tutweiler es una reacción química para determinar una cantidad de H 2S en una solución muestreada de un gas amargo. Esta será usada para determinar la concentración de H2S por encima del rango del tubo detector y puede ser requerida durante el muestreo final al terminar una prueba para análisis de laboratorio. Una titulación Tutweiler será usada para determinar la concentración de H2S por encima del rango de un tubo detector y puede ser requerida, durante el muestreo al final de una prueba, para un análisis de laboratorio. Los “Bomba-Muestras” o cilindros de muestreo son usados para colectar muestra del gas y liquido hidrocarburo y para su análisis. El análisis determinará la composición y gravedad especifica del gas.

Figura 4–111 Cilindro para Muestras sin Válvulas de Aguja

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El H2S y otros gases pueden degradar los materiales rápidamente. Metal, caucho, y teflón son materiales comunes en la mayoría de los equipos usados para control de pozos. El equipo usado en aplicaciones con gas amargo debería tener MTR (Registro de trazabilidad de materiales) y estar aprobado por NACE (National Association of Corrosion Enginners). El equipo construido bajo estos estándares es conocido como “Sour Services” (Servicio para Gas Amargo).

Figura 4–112 Bureta Tutweiler El equipo construido bajo estos estándares debería dar tranquilidad a los operadores de que este es de la mejor calidad. Es importante que se tomen medidas de mantenimiento y prevención para conservar la longevidad del equipo. La eliminación de materiales corrosivos del sistema y los equipos de inhibición con un fluido base hidrocarburo (Diesel) previenen que el aire y agua residual generen oxidación.

La Quema y sus Efectos La quema de gas, dulce o amargo, tiene un efecto en las personas y el ambiente. Algunos grupos científicos creen que la quema tiene relación directa con el calentamiento global, pero otros no. La quema de gas amargo cambia el H 2S a SO2, otro gas venenoso que se dispersa en la atmosfera. En algunas regiones la quema es usada lo menos posible para reducir la polución. Otro método para reducir los contaminantes del aire generados por la quema es el uso de incineradores, pero estos no eliminan el SO2. El uso de un incinerador en una línea de producción es la mejor manera de eliminar contaminantes aunque puede no ser práctico económicamente. La exploración, descubrimiento, perforación y servicios de pozo requieren aprobación del gobierno en forma de licencias o permisos para el trabajo. Cuando tratamos con gas amargo, el permiso es más complejo. Los cuerpos gubernamentales tienen requerimientos estrictos para las compañías de petróleo y gas. Pozos con gas amargo tienden a poner a la gente nerviosa porque si ocurre un incidente, quieren saber como será manejado. Se trazan Zonas de Planeación para Emergencia, se cuentas las personas y toman a cuidado sus residencias si ocurre un incidente en la EPZ. El plan trazado es presentado y aprobado solo si todos los requerimientos son cumplidos. Si los requerimientos no se cumplen, se deben hacer los cambios necesarios.

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4.7


Manejo de Gases en estado Líquido

Los gases líquidos pueden ser encontrados en todas partes, desde una botella de propano en un asador hasta el hidrogeno y oxigeno líquidos usados como propelente de un cohete. Una de las características de los gases es el desorden. Las moléculas del gas quieren moverse alrededor en direcciones aleatorias a condiciones normales.

Figura 4–113 Los Gases Líquidos pueden impulsar un cohete Cuando se aplica presión, o si el gas es enfriado, el estado del gas cambiará dependiendo de las condiciones aplicadas. Los gases tienen puntos de fusión y ebullición, y en estados sólido y líquido presentan un incremento en el riesgo para el personal. Muchos gases en estado líquido le congelaran la piel en segundos. Aunque son muy peligrosos, los gases líquidos pueden ser utilizados para lograr gran variedad de cosas. Otros ejemplos de la aplicación para los gases licuados pueden ser el uso de nitrógeno líquido para criogénica o el Dióxido de carbono (Sólido) para enfriar bebidas.

Figura 4–114 Nitrógeno Criogénico

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Figura 4–115 CO 2 líquido enfría bebidas


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El Oxigeno y el Acetileno pueden ser usados en una boquilla de corte (Oxicorte) para cortar acero.

Figura 4–116 Oxigeno y Acetileno para cortar Acero Nota: el trabajador en la fotografía no esta usando la apropiada protección para cara y ojos, y no tiene protección en manos. Es importante que recuerde usar el EPP adecuado y completo. El gas licuado ya sea comprimido o/y enfriado tiene sus propios riesgos. Los contenidos están bajo presión, están fríos, y pueden ser inflamables o explosivos. Los gases licuados más comúnmente usados en la industria del petróleo son:   

Nitrógeno Dióxido de Carbono Propano

Comparación de Estados comparativos de gas licuado de sólido a líquido y de líquido a gas: Propano (C3)  

Punto de Fusión = -187.6 °C Punto de Ebullición = -42.09 °C

Nitrógeno (N2)  

Punto de Fusión = -210 °C Punto de Ebullición = -95.79 °C

Oxigeno (O2)  

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Hidrogeno (H2)  

Punto de Fusión = -259.14 °C Punto de Ebullición = -252.87°C

Helio (He)  


Acetileno (C2H2)  

Punto de Fusión = -84 °C Punto de Ebullición = -80.8 °C

Dióxido de Carbono (CO2)  

Punto de Fusión = -57 °C (presurizado) Punto de Ebullición = -78 °C (sublimación)

Como puede ver, el dióxido de carbono tiene diferentes puntos de fusión y ebullición. Esa es la naturaleza del elemento. A temperaturas de -78 °C y menor, el CO2 cambia de gas a sólido, pero cambiará de nuevo a gas a partir del sólido si está por encima de -78 °C; esto es llamado Sublimación. El hielo seco es Dióxido de Carbono en estado sólido. El Dióxido de Carbono líquido aparece cuando la presión excede 5.1 atmósferas, o 75 psi. Cuando se trabaja con gases licuados, podemos observar que las temperaturas extremadamente bajas son un riesgo potencial, así como la presión, la toxicidad, o la inflamabilidad en otros elementos. El equipo de protección personal (EPP) puede variar de un elemento a otro, por lo tanto siempre refiérase a la Hoja de Datos de Seguridad de Material (MSDS, Material Safety Data Sheet) para la información del producto. Puede ser requerido el entrenamiento en la manipulación de un material en particular. Mantenga una buena comunicación cuando manipule gases licuados. Durante operaciones de prueba de pozo y de perforación con presión controlada, pueden estar presentes el dióxido de carbono, el nitrógeno criogénico y el propano. Debido a la temperatura extrema, el nitrógeno criogénico será manejado por operadores entrenados. Cuando es utilizado durante las operaciones de fracturamiento o perforación, el nitrógeno es bombeado al pozo después que ha sido vaporizado a través de una unidad de calentamiento y retornará del agujero a la unidad de separación como un gas. Durante las operaciones en locación, el propano puede ser usado en instrumentación neumática como gas de operación, combustible para calentadores en línea, medio de purga y combustible para una unidad de Gas de Escape en operaciones de CPD. El propano será vaporizado (En la mayoría de Revision D


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los casos, Ej. Propano de un asador) a través de un vaporizador antes de ser usado para el propósito deseado. Aunque el nitrógeno y el propano regresaran naturalmente a su estado gaseoso una vez estén por encima del punto de ebullición, el proceso debe ser realizado más rápidamente debido a las necesidades de pozo.

Dióxido de Carbono Las propiedades del CO2 pueden causar problemas durante las operaciones de recuperación de arena de fracturamiento si el CO2 líquido es retornado hasta el equipo de prueba en superficie. El CO2 liquido se acumulará en la vasija cuando la presión este por encima de 517 kPa (75 PSI) @ -57 °C (-70.6 °F) como mínimo, vea el grafico. 1 bar = 14.5 PSI o 100 kPa 273.15 K = 32 ° F o 0° C

Figura 4–117 Diagrama de Fases para el CO2 1. 2. 3. 4.

Si la temperatura incrementa y la presión permanece igual el líquido cambiara a gas. Si la temperatura disminuye y la presión permanece igual el líquido cambiara a sólido. Si la presión disminuye y a la temperatura permanece igual el líquido cambiara a gas. Si la presión incrementa y la temperatura permanece igual el líquido cambiara a sólido.

El CO2 se solidifica en una vasija debido al hecho que cuando la presión es liberada, la temperatura disminuye. El manejo del líquidos en una vasija no es un problema; el manejo de sólidos si lo es. Por ejemplo, cuando usted va al cine y ordena críspetas y un refresco observa que el envase de la bebida, después de 2 horas de película, continúa con 2/3 de hielo. El hielo en el envase de cerca de 1 litro se ha derretido muy poco. Ahora piense en una vasija de 100 bbl o 15.8 m 3 llena de hielo seco a una temperatura de -78°C, o -108.4°F. El hielo estará ahí por algún tiempo. 158


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Sección 5 Prevención de Daño & Control de Flujo


5.0

Prevención de Daño y Control de Flujo

5.1

Trabajando con Propano

El Propano es un gas que normalmente es comprimido a líquido para ser transportado. El propano es comúnmente usado como fuente de calor para asadores y casas. Es también usado como combustible para motores de combustión interna así como en vehículos que han sido convertidos a para su uso. El propano es conocido como gas licuado del petróleo (LPG). El propano puede ser mezclado con propileno, etano, isobutano y butanos. Un odorante es adicionado al gas para que pueda ser detectado por el olfato si ocurre una fuga porque es estado natural, este gas es incoloro e inodoro.

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Figura 5–118 Pequeño Tanque de Propano El propano (SG 1.52) es más pesado que el aire (SG 1.0) así que se acumulará como vapor en áreas bajas, apareciendo como una niebla blanca. Es un combustible muy limpio. Luego de su combustión sus productos son principalmente dióxido de carbono y agua. Otros usos para el propano son:        

Cocinas portátiles Locomotoras Buses Vehículos Recreacionales Cocinas Calentadores de Agua Hornos Secadoras de Ropa

Las propiedades del propano permiten usarlo para estas y una gran variedad de aplicaciones útiles durante las operaciones en locaciones de pozo.

Figura 5–119 Tanque grande de Propano

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El propano puede ser usado para:       

Purga Mantener presurizada la vasija mientras se transfiere o bombean líquidos. Calentadores en línea Ignitores/Encendedores Pilotos de Quemadores Instrumentación Neumática Unidades de Gas de Escape

Los volúmenes de propano a ser usados pueden variar de cientos de galones a decenas de miles de galones durante una operación de pozo. El propano, en la mayoría de los casos, tendrá que ser vaporizado de líquido a gas por calentamiento del líquido. El punto de ebullición del propano es -43.6°F (-42°C)@1 atmosfera y tiene una presión de vapor de 123 psi@60 °F. El propano líquido tiene que ser circulado a través de calentadores para iniciar el proceso de vaporización cuando son necesarias grandes cantidades de gas en cortos periodos de tiempo. Los vapores de propano se separan del líquido a medida que la presión es liberada del tanque, igual que en los asadores. Durante las operaciones de pozo, el proceso tiene que ser acelerado para alimentar todo el equipo con este vapor. Un Litro de Propano Líquido equivale a 272 litros de Propano gaseoso Un Galón de Propano Líquido equivale a 272 galones de Propano gaseoso

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Un vaporizador puede ser usado para producir vapor a partir del propano líquido, como se muestra abajo. El vaporizador usa una llama abierta para calentar los recipientes contenedores que mantienen el líquido drenado del tanque de propano. El vapor en el tope de los contenedores será usado como combustible para los equipos.

Figura 5–120 Vaporizadores de Propano

Limitaciones del Vaporizador La mayoría de los vaporizadores no maneja grandes demandas de consumo de combustible porque el tiempo para vaporizar el líquido no es suficiente. Cuando esto sucede el líquido migrará a la línea de vapor. La llama abierta en un vaporizador limita las opciones de ubicación del equipo. Cualquier llama abierta durante el flujo del pozo tiene que estar a:  

164 ft (50m) del cabezal de pozo y tanque de almacenamiento (no certificado) 82 ft (25m) alejado del equipo de separación.

Otros problemas asociados con los vaporizadores son el clima frío y la condensación del vapor en la línea de combustible. Será difícil de mantener el gas en un estado vaporizado cuando la temperatura ambiente es fría. Entre más frío, peor. Dada la distancia que el vapor debe recorrer en una línea de 1”, y si la demanda de gas combustible es mínima, el gas se condensará en la tubería y eventualmente el líquido causará problemas. El equipo neumático no opera con líquido.

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Encendido de un Vaporizador 1. Antes de arrancar el vaporizador, asegúrese que la línea de servicio de vapor este cerrada. 2. Abra la válvula de líquido entre el tanque de propano y el vaporizador (El tanque de propano puede estar equipado con una válvula retenedora activada por velocidad, así que abra la válvula lentamente). 3. Desde la posición Apagado en la perilla de operación, gire la perilla a la posición Piloto. 4. Oprima el botón del piloto y encienda este. Mantenga el botón presionado hasta que el piloto permanezca encendido. 5. Gire la perilla a la posición Encendido. 6. Ajuste el termostato a normal. 7. Asegúrese que las válvulas de Consumo del Equipo están cerradas. 8. Abra la línea de servicio de vapor (Algunos vaporizadores pueden tener un regulador que tendrá que ser ajustado, cuando un requerimiento de carga completa sea aplicado)

Figura 5–121 Calentador en Línea Northland Una alternativa a un vaporizador es un calentador en línea. Los calentadores tiene la ventaja de vaporizar más propano que un vaporizador en el mismo lapso de tiempo. El calentador puede estar cerca al equipo consumidor mientras haya un atrapa llama en el calentador. Esto reduce el tiempo de viaje del gas a través de la tubería hasta llegar a alimentar el equipo.

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El riesgo de fuego y lesión está siempre presente cuando se trabaja con equipos que usan propano. La auto ignición del propano es a 810°F (432°C), y el punto de congelación es -306°F (-188°C). Existe un riesgo potencial de quemarse tanto por calor como por frío. La ignición del propano necesita oxigeno y una fuente de ignición . Sus límites de inflamabilidad son:  

LEL (Limite Bajo de Explosividad) es 2.4% UEL (Limite Alto de Explosividad) es 9.5%

Esto significa que este no requiere abundancia de oxigeno para causar una explosión. Dicho de otra forma, el propano no tiene un amplio rango de potencial explosivo, lo cual lo hace buen medio de purga.

Operación de un Calentador en Línea El vapor de propano para un calentador en línea requiere de mezclador gas aire para crear una quema controlada. El mezclador es similar a un carburador en un motor de combustión interna. Si la mezcla de gas es muy pobre o muy rica, el calentador en línea no quemará limpiamente y arrojara humo excesivo por el exosto. El gas exostado debería ser casi indetectable, excepto por una estela de calor o vapor cuando el clima esta frío. Encender el calentador sin una salida o venteo de gases puede causar una explosión que podría herir al operador y causar daño al equipo.

Figura 5–122 Vista en Corte de un Calentador en Línea 164


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Encendido de Calentadores en Línea: 1. Asegúrese que las válvulas del piloto y el quemador principal estén cerradas. 2. Asegúrese que tiene suficiente presión de gas combustible (30 PSI Max.) 3. Prepare la mecha (la mecha tiene que ser suficientemente larga para alcanzar el piloto), o si el calentador tiene un encendedor electrónico, pruebe su funcionamiento (Cuando se prueba el funcionamiento de un encendedor electrónico, dispare el encendedor antes de observar el tubo de fuego). 4. Abra el tubo de fuego removiendo la tapa; inserte la mecha en el tubo de fuego sin mirar dentro del tubo (en el caso que haya vapor de gas presente) 5. Acerque la mecha donde está el piloto. 6. Salga de la línea del tubo abierto y lentamente abra la válvula de gas del piloto; la ignición del piloto debería escucharse. 7. Retirar la mecha y haga una revisión visual rápida a la ignición del piloto. 8. Cuando el piloto este funcionando, coloque la tapa. 9. Lentamente abra la válvula del quemador principal; la ignición de este deberá oírse. 10. Ajuste el termostato a la temperatura de operación. 11. Monitoree que está operando, temperatura, y ajuste el mezclador gas/aire si lo requiere. Si el mezclador gas/aire del calentador se encuentra demasiado sucio, la llama del calentador podría apagarse. Si el calentador se apaga, el combustible continuará entrando al calentador. Asegúrese de cerrar el combustible y ventear el calentador. NO encienda el calentador hasta que haya venteado por lo menos 20 minutos.

Ignitores o Encendedores de llama Estos dispositivos son usados para la ignición del piloto de un quemador después de purgar todos los equipos. Los encendedores trabajan con el mismo principio que los calentadores en línea. De hecho, algunos Ignitores son mezcladores gas/aire usados en estos calentadores. El gas y el aire se mezclan en el Venturi. La mezcla viaja por un tubo al tope del quemador. Cuando el botón de ignición es oprimido, la chispa enciende la mezcla de gas y la llama viaja por la tubería al tope del quemador y hasta el piloto, y enciende el combustible existente en la línea piloto.

Figura 5–123 Vista Interna de un Encendedor de llama

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Una vez el piloto esta encendido, el encendedor puede ser apagado hasta que se necesite nuevamente. Es una buena práctica instalar aguas abajo del encendedor una válvula para aislarlo cuando no este siendo usado. Esto previene un mal funcionamiento en el encendedor causado por acumulación de suciedad y residuos en los electrodos que generan la chispa. El uso de un encendedor requiere que el combustible y el aire se mezclen apropiadamente para crear una explosión controlada. En esta foto, cortesía de ACL Manufacturing, se instaló un regulador. El regulador ayuda a mantener la cantidad de combustible que entra en el Venturi, así como a mantener la presión de operación.

Figura 5–124 Encendedor de llama con Regulador El ajuste del regulador puede tomar unos pocos intentos para alcanzar el ajuste apropiado. Una vez se haga esto, el regulador no tendría que ser ajustado nuevamente. Estos son algunos puntos de seguridad en que pensar cuando trabaje con propano:     

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Tenga disponible un extintor de incendios listo para usar. Use el EPP apropiado. Comunique sus intenciones a otros. Asegúrese que no haya fuentes de ignición aleatorias Este seguro de su propósito; si usted esta inseguro o tiene dudas, pregunte.


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Los calentadores en línea tienen una sola entrada y una sola salida. Algunos calentadores en línea tienen la capacidad de desviar el flujo por el frente o a través de este, y otros no. Algunos tienen un estrangulador ajustable situado en el punto medio del serpentín, el cual permite la retención del efluente o controlar presión. El estrangulador ajustable es usualmente del tipo aguja y asiento. Los sistemas del calentador pueden no ser del mismo rango de presión aguas arriba que aguas abajo del estrangulador.

Función de un Calentador Los calentadores son usados para elevar la temperatura del efluente de pozo por varias razones   

Prevención de Hidratos, en pozos de gas Reducción de Viscosidad, prevención de asentamiento de parafina. Rompimiento de Emulsiones

Prevención de Hidratos en Superficie Los Hidratos se forman cuando condiciones de flujo estrangulado bajan la temperatura del gas después de una caída de presión. Los hidrocarburos livianos y el agua libre en el gas se enfrían y comienzan a solidificar adhiriéndose a la tubería.

Figura 5–125 Gráfico de un Calentador en Línea Los hidratos causan reducciones de flujo y taponamiento en el estrangulador. Esto crea incluso una caída de presión aún mayor a través del estrangulador. La válvula aguas abajo puede congelarse y crear problemas de control de pozo. Si un hidrato se desprende, el objeto sólido puede causar daño al equipo. La contención del flujo del pozo puede perderse e incluso presentarse una lesión o muerte si alguien está en el área al momento que ocurra el daño. Los hidratos del gas natural tienen la apariencia de nieve dura y están compuestos químicamente por hidrocarburos y agua. Se forman a temperaturas por encima del punto de congelación normal del agua cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua condiciones de baja temperatura y alta presión. Las altas velocidades, pulsaciones de presión, y la agitación aceleran este proceso. Un calentador puede reducir este problema.

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Reducción de Viscosidad Si un efluente tiene una viscosidad muy alta (Pegajoso) entonces la facilidad con que este fluirá a través de la tubería estará limitada. Este no es normalmente un problema en pruebas de producción, pero ocasionalmente con efectos combinados de cambios en la composición (Tales como fluidos de reservorio traídos a superficie) y la temperatura ambiente en superficie, la viscosidad llega a ser muy alta y perjudica la eficiencia de la separación. La viscosidad es dependiente de la temperatura, así que fluir a través de un calentador incrementando la temperatura del efluente del pozo reducirá la viscosidad.

Rompimiento de Emulsiones Cuando hay producción de agua de un yacimiento, es necesario separar esta del aceite. Bajo ciertas condiciones, el aceite y el agua son miscibles y no separaran a menos que la temperatura del efluente se eleve. Fluyendo a través de un calentador se elevará la temperatura del efluente así que el proceso de separación mejorará. Existen dos tipos principales de Calentadores:  

Directos Indirectos

Directo En un calentador con llama directa el fluido que está siendo calentado fluye a través de tubos; los tubos están rodeados por un horno y están en contacto directo con la fuente de calor o la flama. Existen limitaciones en el uso de los calentadores directos debido a la posibilidad de que el calentamiento directo de los tubos cause una falla o fractura de estos.

Indirecto Los fluidos de un calentador indirecto son calentados por un medio de trasferencia de calor. El medio calentado es rodeado por una gran vasija no presurizada en la cual es insertado un tubo de fuego. Debido a que no hay contacto directo entre los tubos, que contienen el fluido a ser calentado, y la fuente de calor, este sistema es más seguro y fácilmente regulado. Ambos tipos puede ser alimentado por gas del separador, pero nunca con gas amargo. Otro combustible es el propano o algún diesel encendido.

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Controles de Temperatura en Calentadores Indirectos Este calentador en línea de gas dulce/propano obtiene el aire entrante del atrapa llama montado en el tubo de toma de aire. El gas combustible es forzado al mezclador gas/aire causando un efecto de succión. La entrada de aire detrás de la boquilla de inyección de combustible es afectada por la succión y los dos elementos viajan por el mezclador hasta que la l lama del piloto los encienda. El calor generado es absorbido por el medio (baño de agua) y trasferido a los serpentines de flujo las cuales pasan a través del baño de agua varias veces. Este calentador no tiene la capacidad de desviar sin pasar por los serpentines.

Este calentador en línea de diesel encendido usa agua como medio para transferir el calor a los serpentines. El combustible y el aire son mezclados por el aire inyectado a la cámara de quema y entonces son encendidos a través del atrapa llama. El aire transportado a la cámara crea un quemado eficiente con poco combustible desaprovechado y empuja a los gases de escape a salir por la chimenea.

Figure 5–126 Calentador en Línea de Diesel encendido

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Intercambiador de Calor a Vapor El intercambiador a vapor tiene una configuración de armazón y tubo. El juego de tubos es montado sobre una brida frontal la cual también aloja la entrada, la salida y el ensamble de la válvula de desvío. El juego de tubos y la brida son unidos a una vasija cilíndrica presurizada, el armazón. El armazón esta provisto con un suministro de vapor de un evaporador por separado. El vapor pasa alrededor del juego de tubos más externo y transfiere el calor a los que contienen los fluidos del pozo. El intercambiador de calor a vapor es considerado por ser el más seguro ya que la fuente de calor por separado no tiene manera de entrar en contacto con los efluentes del pozo.

Figura 5–127 Intercambiador de Calor a Vapor

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5.2


Actuadores y Controladores

Los actuadores son dispositivos que controlan el flujo de efluente, gases y líquidos. Los actuadores varían en tamaño y rangos de presión. Estos trabajan en función de la presión, ejerciendo una pequeña cantidad de fuerza sobre una superficie de gran área, y transfiriendo la energía a una superficie con área pequeña creando una tremenda cantidad de fuerza.

Actuadores de Gas La presión del gas empuja el diafragma; la placa de acero provee una estructura sólida contra la cual empujar, el vástago transfiere la energía la distancia necesaria para completar el trabajo requerido. Una tachuela trabaja con el mismo principio, presionar una superficie con un área grande y la superficie con área pequeña penetra la pared.

Figura 5–128 Actuador de gas

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Una válvula de seguridad neumática o Dispositivo de Cierre de Emergencia (ESD) en un cabezal de pozo usa la presión de nitrógeno para forzar la válvula a abrir; la presión debe sobrepasar la fuerza de tensión del resorte que aprieta el plato metálico para poder abrir. Cuando la válvula esta abierta el vástago en el tope de la válvula estará abajo, la compuerta bajará a la sección del fondo de la válvula alineando el orificio de la compuerta con los orificios de entrada y salida. La presión de nitrógeno debe ser mantenida para que la válvula continúe abierta, si ocurre un incidente donde el pozo deba ser cerrado, la ESD puede ser cerrada remotamente. El sistema de ESD tendrá un controlador con puntos de alivio para permitir despresurizar la presión en la válvula. La tensión del resorte forzara hacia arriba al vástago y plato desalineando la entrada/salida de la válvula y el orificio de la compuerta, aislando el flojo del pozo. Los actuadores pueden ser neumáticos o hidráulicos, lineales o rotativos. Figura 5–129 Dispositivo de Cierre de Emergencia

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Los actuadores hidráulicos usan un líquido para lograr el mismo resultado que un actuador neumático; al ser un fluido ni compresible el actuador reacciona más rápidamente cuando la presión es aplicada o liberada. Los actuadores hidráulicos pueden fugar fluido si existe una falla mecánica, y son usados generalmente en aplicaciones con instalación permanente.

Figura 5–130 Actuador Rotativo

Esta válvula neumática puede ser usada para controlar la contra presión en la salida de gas de una vasija de prueba; la caja montada en el frente de la válvula es el controlador de la válvula, donde la sensibilidad puede ser ajustada para una necesidad de presión a mantener. Los actuadores de las válvulas de contrapresión en las vasijas de prueba están diseñados para abrir si el suministro de aire falla.

Figura 5–131 Válvula Neumática

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Figure 5–132 Actuador Neumático Lineal Esta válvula neumática puede ser usada para controlar la fases liquidas en una vasija de prueba; un controlador será usado para mantener el nivel de liquido en la vasija. Los actuadores para válvulas de líquidos están diseñados para cerrar si en suministro de aire falla. Los actuadores se encuentran también en una variedad de industrias fuera de la industria del petróleo y gas. Equipo pesado, aeronaves, robótica, barcos, etc., todos usan algún tipo de actuador para trabajar. Los actuadores necesitan un controlador para articular su movimiento; el controlador es vital para la maquina, o esta no funcionará. Los actuadores en la industria del petróleo y gas, utilizados en equipo portátil, más a menudo tendrán acción neumática que hidráulica. Los actuadores usando la presión de gas como una fuerza minimizan el impacto ambiental si la contención se pierde, mientras que los actuadores hidráulicos fugaran líquido en la tierra si la contención se pierde. Actuadores Neumáticos:   

Válvulas de Contrapresión Válvulas de Control de Líquidos Válvulas de Seguridad (ESD)

Actuadores Hidráulicos:   

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Estranguladores Válvulas de Mariposa y Bola Válvulas de Seguridad (ESD)


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Controladores Sistemas ESD Neumáticos Los controladores para actuadores como en un sistema ESD, pueden ser un simple ensamble que mantenga la presión en el sistema utilizando válvulas manuales, tubería de instrumentación, o manguera, un regulador, cilindros de gas presurizado y algunos manómetros. Este regulador puede ser usado en un sistema ESD neumático para cerrar la válvula de seguridad en el pozo durante una operación de prueba de un pozo amargo. El regulador usualmente esta ajustado para mantener 90 psi de presión en el diafragma de la v álvula de seguridad.

Figura 5–133 Regulador para Sistema de ESD Neumático Esta válvula de alivio rápido para el cuerpo de la válvula de seguridad. La válvula proporciona una salida rápida para la presión de gas en le diafragma eliminando la fricción y la distancia necesitada para viajar en las mangueras al punto de alivio original que fue abierto. La válvula de alivio rápido trabaja censando una diferencia de presión. Cuando una válvula de alivio es abierta aguas abajo, el alivio rápido se abre y ventea el gas en el sistema ESD.

Figura 5–134 Válvula de Alivio Rápido

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Figura 5–135 Sistema de Cierre de Emergencia Un sistema ESD en una locación de pozo tendrá un estándar de 3 puntos de cierre; pueden ser necesarios más puntos si el alcance del trabajo lo requiere. Los puntos de alivio estarán colocados en diferentes áreas de salida y alejados los unos de los otros. Un sistema ESD en una facilidad tendrá mas comúnmente una válvula de seguridad con acción hidráulica en el cabezal de pozo y los puntos de cierre serán automáticos. El sistema ESD automatizado tendrá sensores en sitio para cerrar el pozo si no se sostienen los parámetros; el sensor enviará una señal al cuarto de control de la planta de proceso para indicar el problema y si es necesario el pozo puede ser cerrado manualmente, anulando los controles del sensor. Los parámetros del sensor pueden ser configurados para:    

Alta y baja presión Alto y bajo flujo Alta y baja temperatura Liberación de H2S

Estos son algunos de los parámetros más comúnmente usados en las locaciones de pozo para control de cierre; otros sistemas de cierre en pozo pueden ser configurados para aplicaciones específicas.

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Controladores de Líquidos

Figura 5–136 Controladores de Líquido Los controladores de nivel 2900-244V de Fisher Controller Company están conformados por una caja de control y desplazador (Izquierda). Puede observar un diagrama esquemático de la caja controladora a la Derecha. Los desplazadores, o los que comúnmente son referidos como flotadores, se asientan en el líquido de la vasija. El desplazador es ajustado para el punto de boyanza del fluido a ser controlado; una vez se logra el punto de ajuste, el controlador ordenará al actuador cuando es tiempo para abrir y transferir el líquido.

Figura 5–137 Sistema de Controlador con Gas Combustible El gas combustible entra al controlador; el manómetro superior izquierdo indica la presión del gas suplido. El gas se ventea un poco a través de la boquilla, el manómetro inferior izquierdo indica la presión de la boquilla mantenida en el asiento. Cuando el nivel de fluido asciende en la vasija, la boyanza del desplazador cambia y haciéndolo más liviano; la varilla del desplazador, o el tubo de torque, pivotea en el borde del fulcrum (Punto de Pivote). El asiento se moverá alejándose de la Revision D


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boquilla causando que se ventee más gas combustible dependiendo que tanto ascienda el desplazador. Cuando la presión de la boquilla alcanza aproximadamente 10 PSI, el mecanismos del controlador transfiere gas combustible al actuador; El manómetro de la derecha indica la presión del actuador, el actuador abre la válvula y el líquido es enviado fuera de la vasija. Cuando el nivel de líquido baja la boyanza del desplazador cambia y vuelve a hacerse más pesado, el tubo de torque pivotea sobre el borde del fulcrum rotando el asiento hacia la boquilla. La presión de la boquilla incrementa por encima de 10 psi aproximadamente y el mecanismo controlador hace que el actuador ventee la presión de gas combustible en el venteo del controlador, y finaliza el ciclo de descarga de líquido. Los controladores de la series 2900 usan un relevo de diafragma causar la acción; Otro tipo de controlador usa un Tubo Bourdon como mecanismo de control; y los controladores de la serie 4100 de Fisher son de este tipo.

Figura 5–138 Controladores Fisher En la parte superior puede observar la caja de Control (Izquierda), y diagrama esquemático (Derecha) de los controladores de la serie 4100 Z y ZR Wizard I de Fisher Control Company.

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Analicemos los controladores de las series 4100 Z y ZR Wizard I en una aplicación con una válvula de contrapresión. Un incremento en el gas de entrada en la vasija de prueba incrementará la presión en la unidad antes de la válvula de contrapresión. El incremento en la presión también entrará en el tubo Bourdon del lado de la presión estática en el medidor de gas, el tubo Bourdon querrá mantener una relativamente estable presión estática cuando se fluye el pozo. Cuando la presión entra al tubo Bourdon, este tratará de enderezarse (El camino de menor resistencia es viajar en una línea recta), y esta acción causará que la lengüeta (Flapper) gire sobre el borde ajustable del fulcrum, forzando la lengüeta lejos de la boquilla.

Figura 5–139 Esquema de Operación de controlador con Válvula de Contrapresión El gas combustible o medio de operación en el ensamble de la boquilla será enviado directamente al venteo de esta, a medida que la lengüeta se aleje. La presión del gas combustible disminuirá en el diafragma del actuador, y la tensión del resorte favorecerá a la presión del diafragma para abrir la válvula; esto permitirá mayor salida de gas hacia el quemador. Cuando el gas del pozo disminuye, la configuración en el ajuste de presión tratará de mantener la presión en la vasija, haciendo lo contrarío y cerrando la válvula de contrapresión.

Dispositivo con Controlador Hidráulico

Figura 5–140 Dispositivo con Controlador Hidráulico

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Estranguladores Tipo Bolsa/ Estranguladores Tipo Vejiga Los Estranguladores tipo bolsa o tipo vejiga usan caucho como material para controlar el pozo, y usan un fluido hidráulico para abrir y cerrar el dispositivo. El fluido es inyectado en la cámara de la bolsa y colapsa las paredes exteriores de esta; el fluido es drenado para permitir que las paredes retornen a su posición original. Cuando la presión del pozo incrementa, el orificio dentro de la bolsa cambiará. Para cerrar la bolsa, la presión dentro de la cámara de la bolsa debe ser mayor que la presión en la línea de flujo aguas arriba del estrangulador. Al cerrar el estrangulador causará que el pozo incremente su presión, así que será necesario continuar incrementando la presión de la cámara en el dispositivo para compensar el cambio de presión en el pozo. Cuando la presión del pozo disminuye, se aplicará el procedimiento contrarío.

Figura 5–141 Inyección y Drenaje de Fluido Hidráulico

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Revisión D


5.3


Erosión y Velocidad del Gas

La erosión es un desgaste o destrucción de la superficie de un cuerpo debido a la fricción continua o violenta de otro cuerpo. Cuando la erosión en tubería ocurre, los agentes que ayudan a este proceso son:    

Velocidad Inercia Expansión del Gas Abrasivos (sólidos)

El Velocidad es una cuantificación física del movimiento de un objeto. La velocidad es la rapidez que tiene una dirección claramente indicada. Por ejemplo, 5 mph no es un vector; norte 5 mph es un vector. Si el movimiento es en línea recta y en una sola dirección, es la misma rapidez. La Inercia es la tendencia de un objeto a permanecer constante en velocidad a menos que actúe sobre el una fuerza externa. El estado Gaseoso es uno de los cuatro estados de la materia (Después de sólido y líquido, seguido por plasma). En una fase gaseosa, los átomos o moléculas que la constituyen se mueven independientemente y direcciones aleatorias a alta velocidad. El rango de la velocidad es dependiente de la temperatura; por lo tanto, la fase gaseosa es un estado completamente desordenado. Las partículas de gas se dispersarán para llenar uniformemente cualquier forma o volumen de espacio disponible. El gas es caracterizado por el volumen, la temperatura, y la presión. La temperatura es determinada por la velocidad promedio o energía cinética de las moléculas. La presión mide la fuerza promedio ejercida por las moléculas colindantes contra las paredes de cualquier superficie. Cuando se fluye un pozo, el efluente de la formación puede tener gas, hidrocarburos, agua y sólidos de formación. Si el completamiento de la formación es en hueco abierto, los sólidos de formación pueden ser incluso más predominantes. Como el efluente de pozo viaja hacia arriba por la tubería de producción, la velocidad será afectada por la variación de la cantidad y tipo de material (gas, hidrocarburos, y agua). La velocidad puede ser manipulada en superficie, por ajuste del estrangulador. La expansión del gas incrementará la velocidad de los otros materiales transportados aunque la presión sea reducida. Cuando los abrasivos están en la corriente de gas ocurrirá erosión a altas velocidades. La cantidad de erosión acelerará tanto como se incrementen las velocidades Cuando el efluente abrasivo alcanza el cabezal de pozo, ha generado muy poca inercia. Como el efluente viaja a través del sistema de tubería, la inercia causará erosión de la tubería en cada cambio de dirección. Si el efluente no tiene inercia de líquido, se incrementa el daño. Los líquidos actúan como un colchón para los sólidos reduciendo así la erosión. Revision D


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Cuando el efluente de pozo viaja a través del estrangulador, ocurre una caída de presión. A mayor caída de presión, más alta la velocidad, y más rápida la erosión. Si la erosión no es revisada, ocurrirá una falla en el equipo, lo cual podrá a las personas y al medio ambiente en peligro. Cuando la línea falla, se dice que se ha lavado (washout). Los factores que contribuyen a que se lave una tubería son:     

Tamaños pequeños de tubería Altos caudales de retorno Inercia Altas caídas de presión Escasees de líquidos en el efluente del pozo Este corte de un codo reforzado muestra la erosión del metal en forma de c orte de navaja. Debido a la inercia, los abrasivos han erosionado el metal en la curva del codo donde está dramáticamente más delgado que en el resto de la tubería. La prueba ultrasónica de espesor de tubería debe ser hecha regularmente. Sin embargo, la prueba ultrasónica no puede ser realizada en la curvatura del codo debido las limitaciones del equipo. Los reportes de UT solo son para longitudes rectas.

Figura 5–142 Erosión en un Codo Reforzado Este corte de un codo reforzado muestra los biseles de soldadura en la tubería.

Los biseles de soldadura en la tubería causarán turbulencia e inician la erosión.

Figura 5–143 Codo Reforzado No Erosionado

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Cuando los abrasivos son recuperados durante operaciones de fracturamiento con arena, la erosión ocurrirá incluso si todos los parámetros son ajustados para eliminar la erosión. El objetivo es minimizar la erosión y tener un punto donde pueda ser monitoreada. Cuando se usa un estrangulador positivo la presión aguas arriba y aguas abajo del estrangulador será monitoreada para determinar la presión diferencial a través de este. A mayor diferencia, más alta la velocidad, y más rápido se lavará. Ejemplo: Un pozo fluyendo 1 MMSCFD de gas seco y arena, con una presión aguas arriba del estrangulador de 4000 psi causará erosión en una tubería de 2” (Cédula 160), solo si la presión aguas debajo de este es menor a 100 psi. Si la línea de flujo es de 3” (Cedula XXH) se causará daño por erosión si la presión aguas abajo del estrangulador es menor que 50 PSI. La Velocidad mata. Es este caso la velocidad del abrasivo matará (Erosionará) los materiales. En Weatherford la máxima velocidad de flujo permitida es 120 ft/seg. Como el estrangulador se degrada y el orificio se desgasta, este incrementa en tamaño y entonces el caudal de flujo incrementará. Cuando esto sucede el flujo debe ser desviado a un estrangulador alterno y el desgastado debe ser reemplazado. Algunas veces, puede ser necesario organizar en etapas las caídas de presión usando más estranguladores. Cuando se organiza las caídas de presión en etapas, no es importante distribuir el diferencial de presión equitativamente porque la erosión es dependiente de la velocidad del material. Como la presión se reduce, el gas se expande y la velocidad se incrementa. Así que las etapas de las caídas de presión serán a la más baja presión donde la velocidad esta cerca al máximo. El tamaño de la tubería tendrá un efecto en la velocidad. A mayor diámetro de la tubería, mayor el caudal que puede ser movida a través de esta a más bajas velocidades. Una tubería grande puede o no ser práctica o posible para cada situación. Conocer las limitaciones, parámetros y características del efluente de pozo ayudará a prevenir el lavado de la tubería e incluso incidentes de mayor gravedad...

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5.4


Corrosión

La Corrosión es el deterioro de las propiedades de un material. Una ruptura el material ocurre como resultado de una reacción química a partir de la exposición a un ambiente severo. Cuando el metal es expuesto a agua y oxigeno, los tres elementos reaccionan unos con otros. Como resultado el metal pierde iniciando el proceso de corrosión. Este debilitamiento de los átomos de hierro debido a la oxidación es conocido como herrumbre. La estructura del metal puede corroerse al ser expuesta al aire, agua, y temperatura. Agua puede estar en forma de lluvia o humedad. Si hay una marca o una grieta, la corrosión puede ser reducida a daño local en el área, en lugar de daño propagado sobre un área más amplia. Los inhibidores químicos pueden reducir la corrosión del metal, o al menos dar la apariencia que la corrosión está controlada. La protección catódica prueba ser la mejor manera de controlar en proceso de corrosión.

Figura 5–144 Magnificación de Herrumbre Protección Catódica: un medio de reducir o prevenir el proceso electroquímico destructivo de la corrosión en el metal expuesto que necesita protección. Usando la teoría de una batería, los metales como el zinc o aluminio son usados como ánodos para crear electrones mientras un cátodo de cobre es usado para absorber los electrones. Si el objeto protegido es un oleoducto que tiene una corriente eléctricamente positiva circulando a través de esta, un ánodo de sacrificio o electrón negativo, es colocado para compensar los efectos de la corrosión en el ducto del efluente de pozo.

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Figura 5–145 Ánodo y Cátodo en una Batería La sal no causa la corrosión; es un conductor. Esta permite que la corrosión ocurra más rápido. Los compuestos que pueden iniciar la corrosión son:    

Oxigeno Hidrógeno Sulfuros Ácidos Orgánicos

Entre los factores ambientales que facilitan la corrosión están:    

Temperatura Velocidad pH Sales Solubles

Pasivación: bajo ciertas condiciones, la formación espontánea de una superficie dura, no reactiva puede darse en las superficies metálicas impidiendo la corrosión. Este oxido de metal es usualmente de un espesor de unos pocos átomos. Bajo condiciones normales, la pasivasión puede observarse en las superficies del:      

Aluminio Magnesio Cobre Acero Inoxidable Titanio Silicio

En su casa, puede observar la tubería de cobre o cubiertos que tienen material pasivado presente.

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Marcas por corrosión (Pitting): el área superficial en los metales puede presentarse en buena condición excepto por un par de áreas donde se observan pequeñas marcas u hoyuelos; sin embargo, debajo de la superficie del metal la corrosión continúa causando la degradación del material, aun cuando las condiciones regresen a la normalidad. En casos extremos, el hoyuelo de superficie puede ser del tamaño de la cabeza de un alfiler, pero bajo la superficie el área corroída puede ser del tamaño de una uña de pulgar. El problema con las marcas por corrosión es que la extensión del daño puede pasar desapercibida, planteando una situación muy peligrosa. Corrosión por desgaste (Fretting): cuando se desgasta la película pasivante construida sobre la superficie del metal. Decaimiento de Soldadura y Ataque Filiforme: la soldadura involucra altas temperaturas para fusionar el metal. La soldadura de acero inoxidable causa un cambio químico en el metal, comprometiendo la habilidad de los metales para resistir la corrosión. La soldadura del acero inoxidable y otros metales con bajo contenido de carbono, si no son tratados térmicamente, pueden experimentar ataque filiforme (knife line attack). Estas son grietas del espesor de un cabello humano. Esta área de corrosión alargada está usualmente cerca de la soldadura y puede pasar desapercibida. Corrosión Microbiológica: puede existir en presencia o ausencia de oxigeno libre en sustancias metálicas y no metálicas. En presencia de oxigeno algunas bacterias oxidan el hierro creando óxidos de hierro. Otras pueden producir acido sulfúrico oxidando el sulfuro. Corrosión por Alta Temperatura: es un resultado de la degradación química de material metálico. Cuando un metal es expuesto a altas temperaturas conteniendo oxigeno, sulfuro, y otros compuestos oxidantes, el proceso de oxidación degrada el metal.

Perspectiva General de la Corrosión en Aplicaciones de Perforación El agua es esencial para la corrosión a baja temperatura. El agua pura conteniendo sustancia no disueltas (Incluyendo oxigeno) es virtualmente no corrosiva para el hierro. El agua conteniendo impurezas o sustancias disueltas puede ser corrosiva o no corrosiva dependiendo de la naturaleza de las sustancias disueltas. Las sustancias como Cloruro de Sodio (sal de mesa, NaCl), Sulfuro de Hidrogeno (H 2S), Dióxido de Carbono (CO2), y Oxigeno (O 2) pueden incrementar la corrosividad del agua. Los fluidos de perforación generalmente contienen una o más de estas sustancias, las cuales pueden incrementar su reactividad. Por otro lado, sustancias como el Hidróxido de Sodio (NaOH), Sulfito de Sodio (Na2SO3), o Fosfato de Amonio (NH 4 (H2PO4)) pueden ser adicionadas, dependiendo de las condiciones, con el propósito de inhibir o reducir la corrosión. Otros importantes factores pueden influenciar la corrosividad de los fluidos de perforación, como son la temperatura, la presión, y la velocidad y patrón de flujo. Generalmente, el problema es complejo, pues rara vez un único factor es la causa de la corrosión. La influencia de varios factores y la manera como estos interactúan puede ser primordial.

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Perspectiva General de la Corrosión en Pruebas de Producción Los efectos de la corrosión sobre metales en las aplicaciones de pruebas de pozo son muy semejantes a perforación, pero a diferencia de esta, en la mayoría de los casos no se adicionan inhibidores al flujo. En una acidificación de la formación se propicia la corrosión en la tubería y las vasijas, debido al fluido y sales acidas. Si usted recupera el fluido después de la estimulación, el efluente general del pozo podrá contener agua de formación y sales de formación, Sulfuro de Hidrogeno (H 2S), Dióxido de Carbono (CO2), y Monóxido de Carbono (CO). Si las propiedades del pozo también incluyen altas velocidades, presiones y temperaturas, también puede contribuir a la corrosión de los metales. La concentración de oxigeno es el factor potencial más destructivo encontrado en el proceso de CPD y Pruebas de pozo. A menudo, el oxigeno es considerado un acelerador de la corrosión, y tiende a actuar sinergéticamente con otros factores como los ácidos. Juntos producen tasas de corrosión más elevadas que si estos factores actuaran por si solos.

Productores de Gases de Escape El gas de escape procesado del propano tiene una composición típica de:

87% 12% <1% <200 ppm

Nitrógeno (N2) Dióxido de Carbono (CO2) Monóxido de Carbono (CO) Oxigeno (O2)

El uso del nitrógeno producido de gas de escape, con bajo contenido de oxigeno, es útil para la casi todas las condiciones, incluyendo ambientes amargos y con alta salinidad. Una limitación del proceso de gas de escape es la producción de CO 2. El CO2 puede reaccionar con el agua para formar acido carbónico, el cual corroe la metalurgia del sistema. Para superar esto, los fluidos de perforación necesitan ser mantenidos alcalinos todo el tiempo para prevenir ataque acido. Este es acompañado con el monitoreo continuo del pH del fluido de perforación y la adición de soda cáustica como sea requerida, produciendo un pH ≥10 en superficie.

Productores de Nitrógeno por Membrana La composición aceptada generalmente para el nitrógeno generado por membrana es:

95% Nitrógeno (N2) 5% Oxigeno (O2) Cuando se utiliza nitrógeno generado por membrana en operaciones de CPD, es imperativo revisar el impacto de inyectar 5% de oxigeno a los fluidos de perforación. En situaciones donde el fluido de perforación esta compuesto por agua salada (agua producida), o contiene gases ácidos como H 2S, la presencia de 5% oxigeno causará un ambiente extremadamente corrosivo.

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Como regla general, el uso de nitrógeno generado por membrana debería ser usado en reservorios con gas dulce, seco o donde el fluido de perforación es no acuoso, como en el caso de fluidos base aceite, y donde hay poca o ninguna posibilidad de contacto con el agua producida.

Impacto Económico de la Corrosión El costo mundial asociado con la corrosión es un valor importante. La Administración Federal de Carreteras de Estados Unidos realizó un estudio en 2002 sobre los costos directos de la corrosión metálica. En industrias de EE.UU., el estudio mostró que para 1998 el costo total estimado por corrosión fue aproximadamente $276.000 millones de Dólares. Esto representó el 3.1% del producto domestico bruto para EE.UU. Estos estudios en corrosión de metales, fueron bajo condiciones consideradas normales. Los efectos de los costos de corrosión en equipos de la industria de petróleo y gas son mucho mayores debido a la naturaleza de exposición de los metales. Si no son tomados precauciones como:  

Inhibición con químicos Protección Catódica

…los costos por corrosión pueden llegar a ser mucho más altos.

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Sección 6 Sistemas de Gas Inerte

6.0

Sistemas de Gas Inerte

6.1

Tipos de Bombas


Las bombas son dispositivos usados para mover líquidos, o compuestos acuosos (lodo y semilíquidos), de una baja presión a una alta presión superando una presión diferencial. Las bombas para gas son generalmente llamadas compresores, aunque en leves incrementos de presión, como en un calentador o acondicionador aire, se les conocen como ventiladores o sopladores. La primera bomba fue descrita por el filósofo griego Arquímedes en el siglo 3 A.C., conocida como la Bomba de Tornillo de Arquímedes. Las bombas trabajan por fuerza mecánica, elevación física o fuerzas de compresión.

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Figura 6–146 Arquímedes diseño la Primera Bomba Existe una amplia variedad de bombas en uso para un número de diferentes tipos de aplicaciones en el mundo. En la industria del petróleo y gas, las bombas son usadas diariamente para compresión, succión, transferencia de fluidos, movimiento de aire, gases, y aplicaciones hidráulicas.

Bombas usadas en CPD&T Existen algunos procedimientos básicos, los cuales deberían ser usados en cualquier bomba:  

    



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Nunca arranque una bomba con la válvula de entrada o suministro cerrada. Nunca pruebe el funcionamiento de una bomba más de un minuto. Si el equipo no bombea, inspeccione si la línea de succión presenta fugas y/o asegurarse que esté sumergida lo suficiente en el líquido a ser bombeado. Revise que la línea de succión tenga un diámetro suficientemente grande para proporcionar el caudal de flujo de la bomba. Revise y asegúrese que el líquido bombeado no se vaporice en la succión. Abra las válvulas de bypass mientras arranca. Nunca arranque una bomba en estado seco. Esto conduciría sobrecalentamiento en el rotor metálico y caucho del estator, resultando que la bomba se detenga. Previo al arranque de una nueva bomba o antes de colocar nuevamente en servicio una bomba que ha sido desmantelada o drenada, llene esta con agua (o con el líquido a bombear) y rote esta con la mano varias vueltas en la dirección de la flecha para llenar la bomba en cada lado del estator. Un arranque corto, para revisar que la bomba rota en la dirección correcta de la flecha estampada en el soporte del rodamiento.


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Nosotros usamos varios tipos de bombas en operaciones de CPD&T 1. Bombas de Cavidades Progresivas  Normalmente impulsadas eléctricamente.  Bombas robustas que pueden manejar pequeñas partículas sólidas.  La descarga de la bomba no puede ser muy grande debido al deslizamiento Figura 6–147 Bomba de Cavidades Progresivas 2. Bombas Centrifugas (Tipo Impulsor , Impeler)  



Normalmente impulsadas eléctricamente Estas son usadas para transportar aceite y agua a facilidades de almacenamiento La potencia debe ser suficiente para manejar fluidos viscosos sin sobrecalentarse Figura 6–148 Bomba centrifuga

Las bombas centrífugas son buenas para mover grandes volúmenes de fluidos cuando no hay presión suficiente en la vasija. Precaución: Cuando transfiera líquidos desde una vasija que tiene gas en solución a un quemador, gas para compensar tendrá que ser colocado en la vasija para evitar un vacío en el tanque.

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3. Bombas de Desplazamiento Positivo  Normalmente impulsadas con diesel  Son usadas cuando se requieren altas presiones de descarga  Para aplicaciones de fondo de pozo o transferencias en oleoductos  No son un buen candidato para transporte de sólidos Figura 6–149 Bomba de Desplazamiento Positivo Esta sección transversal de una cabeza de fluido de una bomba triplex muestra como funciona la transferencia de fluidos. El pistón se mueve hacia adentro y afuera del ensamble de la cabeza. El fluido entra desde las válvulas de succión a medida que el pistón se mueve hacia atrás y entonces es movido a la válvula de descarga cuando el pistón se mueve hacia delante.

Figura 6–150 Sección Transversal de un Cilindro de Fluido 4. Bombas de Inyección de Químico  

 

Normalmente activadas con aire Tipo Pistón usada para inyección de químico en una corriente de alta presión. El fluido bombeado debe ser absolutamente limpio. Algunos químicos pueden causar daño a la bola y asiento Figura 6–151 Bomba de Inyección de Químicos

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Figura 6–152 Sección Transversal de una Bomba de Inyección de Químicos La cabeza de fluido de esta bomba de inyección de químico trabaja sobre el mismo principio de la bomba triplex. Cuando el pistón se mueve adentro y afuera del ensamble de la cabeza, el fluido es succionado y luego descargado. Transferencia de sólidos: un sistema de recirculación mantiene los sólidos en un estado fluido.

Figura 6–153 Sistema de Recirculación El sistema de recirculación inyecta líquido al compartimiento de sólidos de la vasija y mantiene los sólidos en un estado semi-líquido. La cantidad de líquido tendrá que ser monitoreada para mantener un registro preciso de líquidos y evitar que la mezcla se asiente y haga inmanejable los sólidos. Revision D


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Cuando las paredes de la vasija son recubiertas con un compuesto no pegajoso, los sólidos retornados a la vasija serán inhibidos de pegarse en las paredes. Esto permite que los sólidos se acumulen en zonas bajos en la vasija, lo cual hace más fácil la limpieza al final del trabajo. Una bomba de cavidades progresivas trabaja mejor cuando transporta sólidos, pero como cualquier otra cuando está expuesta a abrasivos, la bomba eventualmente necesitará mantenimiento. Una bomba de cavidades proveerá el mejor desempeño mientras se atiendan los parámetros. El desempeño de una bomba es mejor si la descarga de esta no es muy grande. A mayor diámetro de tubería más bajas las velocidades de los fluidos semi-líquidos. Además, el asentamiento de los sólidos del fluido semi-liquido dentro de la tubería puede resultar de la inclinación y un diámetro de tubería mayor. El envío de sólidos fuera del separador puede ser necesario durante las operaciones de perforación con presión controlada.

Inyección de Químicos Durante las operaciones y aplicaciones de pozo, puede ser requerida la inyección de químicos en una corriente de flujo. Los químicos son inyectados usualmente en pequeñas cantidades así que una Texsteam (Mostrada Arriba) estará bien. Las aplicaciones donde una bomba de inyección de químico puede ser usada: 



 

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Metanol inyectado aguas arriba del estrangulador, lo más cerca al cabezal de pozo ayudará a prevenir los hidratos a través del estrangulador durante la caída de presión. Agentes antiespumantes inyectados en la corriente de flujo ayudan a prevenir que se genere espuma en la vasija. La espuma ocupará muy rápidamente el espacio de la vasija, especialmente en grandes caídas de presión, resultando que el líquido de pozo sea arrastrado al quemador creando un incidente. Inhibidores inyectados en una tubería para prevenir la corrosión. Agentes espumantes inyectados en el fluido de circulación durante la perforación con aire levantarán la roca perforada con mayor facilidad.


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6.2


Compresión y Unidades de Producción de Nitrógeno

La perforación con Presión Controlada o Bajo Balanceada presenta costos de equipo y personal adicionales. No todos los pozos son perforados en bajo balance. Figura 6–154 Diagrama de Flujo de un Sistema de Compresión

6.2.1

Fluidos Gaseosos

Puede ser necesario usar gas para alcanzar un estado de bajo balance con el líquido de inyección cuando se perfora. Puede ser usado aire (como en algunas regiones), pero una mezcla de aire e hidrocarburos puede conducir a una explosión/fuego potencial. El Nitrógeno es el producto escogido mientras se perfora bajo balance porque evitará el potencial de fuego. El gas natural es otra alternativa, pero una línea o un pozo existente tienen que estar en las cercanías del pozo a perforar para lograr un costo efectivo.

Figura 6–155 Mezcla del Aire (oxigeno) con Combustible del pozo puede conducir a una Explosión

6.2.2

Gases para Perforación Bajo Balance

Existen varias opciones para gases para perforación con bajo balance:     

Aire Gas Natural Nitrógeno Líquido (Criogénico) Nitrógeno Generado Gases de Escape

Aire y Espuma Aire y espuma pueden ser usados con tal que la espuma sea estable y el antiespumante no cree una mezcla explosiva. Las operaciones de perforación usando aire en combinación con líquidos han mostrado significativos problemas de corrosión y oxidación además de fuego y explosiones en agujero. El costo de usar aire es muy bajo, pero las consecuencias de un incendio o explosión podrían resultar ser muy costosas.

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Gas Natural La perforación con gas natural es una opción si una fuente de este gas esta disponible y cumple con los requerimientos necesarios para la perforación. El gas natural (Dulce) no es toxico ni corrosivo. También tiene mayor solubilidad en hidrocarburos. Los martillos de aire perforando con gas es otra opción que puede ser usada para incrementar la rata de penetración (Reservorios de gas apretados) El gas producido del sistema puede algunas veces ser re-enrutado al sistema de compresión y reusado; así virtualmente se elimina la necesidad de quemar el gas.

Nitrógeno Criogénico El nitrógeno es por lejos el más común de los gases usados actualmente para aligerar la columna de fluido de circulación en las operaciones de perforación bajo balance. Es un gas incoloro, sin olor, y sin sabor. Además, no es tóxico, no es inflamable, y no es corrosivo. El nitrógeno tiene muy baja solubilidad en agua e hidrocarburos y es compatible con virtualmente cualquier fluido usado en las operaciones de perforación. El nitrógeno no tiende a formar hidratos complejos o emulsiones. El Nitrógeno forma la mayor parte de nuestra atmosfera. En efecto, la atmosfera está comprendida por: 78.03 % 20.93 % 0.93 % 0.11 %

Nitrógeno Oxigeno Argón Otros gases

Las bajas ratas, la disponibilidad, y transporte del producto son consideraciones asociadas al costo en aplicaciones de nitrógeno criogénico, así como también la seguridad durante el transporte. La conversión del nitrógeno líquido a nitrógeno gaseoso: 1 Galón de Liquido = 93 PCS de gas 1 Litro de Líquido = 692 Litros de gas

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Figura 6–156 Nitrógeno Criogénico y Equipo a usar en una Operación de UBD Durante las operaciones de UBD en locaciones remotas, el uso de nitrógeno criogénico puede no ser posible. Se tendrá que usar nitrógeno producido por separación del aire utilizando la tecnología de membranas.

Figura 6–157 Patrón de Flujo a través de una Unidad de Nitrógeno (NPU 1500)

Nitrógeno de Membrana En 1995, una patente de U.S. fue emitida para un proceso para usar la tecnología de separación de gas por membrana para perforar pozos con nitrógeno producido en sitio. Esto reemplazó el más alto costo del nitrógeno producido criogénicamente.

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Figura 6–158 Producción de Nitrógeno El nitrógeno gaseoso es generado introduciendo aire comprimido en fibras de membrana huecas, las cuales separan preferencialmente el oxigeno y otros gases ricos del aire dejando nitrógeno de alta pureza alrededor del 95%. El 5% remanente generalmente es oxigeno.

Tecnología de Membrana para Producción de Nitrógeno Teóricamente, solo el nitrógeno fluirá a través de todo la longitud del tubo hueco del sistema de membrana y saldrá como una corriente de producto. El oxigeno y el vapor de agua atravesará las paredes de las fibras antes del punto de salida y se ventearan a la atmosfera. Una Unidad de Producción de Nitrógeno (NPU) contiene todo el equipo requerido para acondicionar el aire de alimentación suministrado a los módulos de membrana. Típicamente el equipo incluye un recibidor de aire, un separador de mezcla, filtros coalescentes, filtro de carbono, y filtros de partículas. La apropiada operación y mantenimiento de estos sistemas de filtración evitará que el condensado de agua aceitosa, partículas aéreas y escarcha de tubería contamine y/o tapen las fibras de membrana. La separación de nitrógeno y oxigeno es dependiente de la concentración y calidad de las fibras individuales. Está también relacionada directamente con la presión de entrada y el caudal a través de la membrana. La calidad es mantenida por el sistema de filtrado, aguas arriba de las membranas. Si el sistema de filtros es descuidado, las fibras de membrana perderán su efectividad. Una de las importantes consideraciones a cerca de la generación de nitrógeno es la pureza de este. Dependiendo de la cantidad y presión de nitrógeno requerido, la pureza variará. A 95% de pureza, se entregará 5% de oxigeno. En los sistemas modernos se incluye un dispositivo de prueba de oxigeno para asegurar un cierre del flujo de oxigeno si este excede limites peligrosos, los cuales son probablemente mayores a 8% de contenido de oxigeno. En operación normal durante la perforación bajo balance el contenido de oxigeno es limitado a 5%. Aunque este no es suficiente para causar una explosión, si lo es para causar significativos problemas de corrosión. La corrosión se hace peor cuando se usa con sistemas de salmuera a altas temperaturas. En muchas operaciones de UBD, mientras se usa nitrógeno generado, se tendrá que implementar un programa de control de corrosión para combatir los efectos del oxigeno en los sistemas de perforación. 198


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Figura 6–159 Vista Ampliada de Fibras de membrana

Figura 6–160 Sistema de Generación de Nitrógeno para 3000 scf/min instalado

Figura 6–161 Diagrama del Sistema de Generación de Nitrógeno Un sistema de generación de nitrógeno tiene50% de eficiencia. Esto significa que si se requieren 1500 pcm de nitrógeno, entonces se necesitara suministrar 3000 pcm de aire al sistema. Un sistema de generación de nitrógeno, complete puede despachar 1500 pcm de nitrógeno y requiere tres o cuatro compresores de aire para entregar el aire requerido.

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Un compresor de alta presión o Booster será usado en la salida de la unidad para elevar la presión del caudal nitrógeno a la presión requerida para la inyectar al pozo.

Gases de Escape Una potencialmente muy atractiva fuente de gas es la corriente de gas de desecho de unidades que funcionan con propano como combustible o motores diesel del taladro; sin embargo, cuando se usan motores diesel, el proceso de combustión es relativamente ineficiente y el gas de exosto puede contener 10 – 15% oxigeno más gases corrosivos como CO 2 y NO 2. El CO2 y NO 2 pueden reaccionar adversamente con los hidrocarburos producidos, acelerando así el proceso de corrosión. El gas de escape de un motor diesel esta usualmente compuesto de aproximadamente 83% nitrógeno, 10% dióxido de carbono, 3% oxigeno, 2% monóxido de carbono, y 2% otros gases. A la fecha, no se han registrado casos de operaciones de perforación bajo balance usando gas de escape generado con diesel. Los sistemas de gas de escape de la combustión del propano son el centro del nuevo sistema de gas de escape. Una unidad ha ido a pruebas de campo en campo petrolero extenso en la cuenca Canadiense Occidental después de dos años de investigación y desarrollo. El sistema de gas de escape diesel original tiene sus limitaciones debido a su inefectivo proceso de combustión. Los motores a gas (Propano), bien sincronizados, queman mucho más limpio y el resultado es mucho menos oxigeno (incluso menos de 2%) en el gas efluente. A este punto, la tecnología de gas de escape ha sido abandonada en etapa experimental debido a consideraciones de la disponibilidad y transporte asociados con gas propano en locaciones remotas, las cual son similar a las consideraciones para transporte de nitrógeno criogénico.

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Compresores Los Compresores y Elevadores de presión (Boosters) son usados durante las operaciones de perforación. Los compresores de aire empujan el aire a través de la unidad de membrana, después a las unidades elevadoras de presión, y finalmente al equipo de perforación y al agujero. Los compresores primarios usados en operaciones de bajo balance son normalmente compresores de tornillo helicoidal de dos etapas. La mayoría de los compresores produce un caudal de aire máximo de 900 pcm a 300 o 350 psi.

Figura 6–162 Compresor de Tornillo Helicoidal de dos Etapas Capacidad de Generación: aproximadamente 3000 pcm de nitrogen0 a 4000 psi.    

Seis Compresores para Aire de alimentación con 950 pcm entregan 5700 pcm de aire a 350 psi Dos Generadores de Nitrógeno entregan 2850 pcm de N 2 a 350 PSI Los boosters de baja presión elevan la presión de 350 psi a 1800 psi. El Booster de alta presión final eleva la presión de 1800 psi a 4000 psi en la línea de inyección

Figura 6–163 Sistema de Generación de Nitrógeno Revision D


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Compresores Elevadores de Presión (Booster) Los boosters de baja presión y de alta presión son los dos tipos de elevadores de presión que normalmente son usados en un trabajo de bajo balance. Los boosters de baja presión elevan la salida del generador de nitrógeno de 165 psi a aproximadamente 1800 psi. El booster de baja presión es capaz de represurizar desde una presión de entrada de 165 psi. El volumen de nitrógeno que puede ser represurizado depende de la configuración del compresor elevador de presión. A mayor volumen, menor la presión máxima.

Figura 6–164 Booster de Baja Presión (1800 psi) El booster de Alta Presión necesita una presión de entrada de 1400 psi y puede elevar la presión hasta 4000 psi.

Figura 6–165 Booster de Alta Presión (4000 psi)

202


Revisión D


6.3


Resolución de Problemas

La resolución de problemas (Troubleshooting) es la habilidad para analizar fallas para que estas puedan ser corregidas. Los problemas pueden ser mecánicos, dinámicos, financieros, u organizacionales, los cuales son problemas simples y relativamente fáciles de corregir cuando son reconocidos. Si el problema continúa sin ser detectado, puede escalar a una falla severa. Ejemplo: 







Problema Mecánico: Al parecer mi bomba de circulación opera normalmente, pero yo fallo al no detectar que actualmente esta no bombea fluido caliente a la sarta de aceite caliente del cabezal de pozo. Problema Dinámico: Yo fallo en reconocer que las temperaturas de circulación son muy bajas para mantener el flujo, el caudal de gas y la presión del tubing disminuye al formarse hidratos en el pozo a 1900 ft bajo superficie. Problema Financiero: No solo es una situación peligrosa, sino que ahora el pozo está hidratado en subsuelo, entonces equipo y personal adicional tendrá que ser utilizado para corregir este problema a un costo adicional. Problema Organizacional: La operación esta parada y los superiores tendrán que ser notificados, se tendrá que llamar por teléfono, y un personal es necesitado para abordar en problema de hidratos. Dependiendo de la situación la cuadrilla o miembros de la cuadrilla tendrán que ser reemplazados.

Como muestra el ejemplo, el conocimiento de lo que está pasando podrá evitar molestias, costos y, sobre todo, situaciones peligrosas. La resolución de problemas inicia por entender el equipo, la dinámica de flujo, y la operación a realizar. El conocimiento básico de leyes físicas puede ayudar a entender donde puede estar el problema y como puede ser solucionado. Busque sistemáticamente la fuente del problema. Entienda que para arreglar el problema la mayoría de las veces involucra el “proceso de eliminación". Piense en el acrónimo BESO (Busque eso Simple, Obvio). A menudo cuando intentamos detectar los problemas, estos llegaran a ser muy simples u obvios. Elimine lo obvio antes de proceder a lo oculto. Si observamos en el ejemplo de la bomba de circulación, está no movía el fluido. Las bombas de circulación, bombas de inyección de químico, y bombas de neblina trabajan con el mismo principio, pero ¿cual es el problema mecánicamente? Este podría ser:   

Boqueo por vapor: ¿Tiene aire en la cámara del pistón? Tanque de Fluido: ¿esta vacío, la válvula está cerrada, (esta el fluido retornando, bomba de circulación)? Cabeza de Fluido: ¿No están las válvulas de succión y descarga funcionando adecuadamente?

Dinámicamente, las fuerzas físicas están en el trabajo.

Revision D


203


    


¿El pozo tiene hidratos? ¿Que está pasando? ¿Cuales son los parámetros mínimos para la temperatura de circulación a la entrada y la salida? ¿Cual es la temperatura de flujo en el cabezal de pozo? ¿Estoy en la zona de hidratos? ¿Esta decreciendo el caudal de flujo? ¿Está decreciendo la presión de la tubería de producción?

Financieramente: El problema de los hidratos en el pozo está ahora fuera del control del operador. La compañía operadora ahora controla la resolución del problema.   

¿Pueden una unidad de presión y metanol fundir los hidratos? ¿Se requerirá una unidad de tubería flexible (Coiled Tubing)? ¿Se derretirán cuando la bomba de circulación este nuevamente operacional?

Si los hidratos están abajo en el pozo, la presión de formación se restablece debajo de estos, la fusión de los hidratos puede causar que el tapón de hielo se dispare a la superficie, colisionando con el cabezal de pozo. Organizacional: cuando ocurre un error debido a falta de conocimiento, complacencia, mala actitud, esto afecta la eficiencia operacional. También se refleja negativamente en el individuo, la cuadrilla, el supervisor, y la organización. Surgirán preguntas:   

¿Será reemplazado el auxiliar (Individualmente) o la cuadrilla completa? ¿Será reemplazado el Supervisor? ¿Será reemplazada la compañía de servicio?

El escenario del ejemplo podría pasar. No se puede enfatizar lo suficiente en cómo hacemos nuestros labores, incluso a un nivel personal. Algo simple puede convertirse en un problema complejo así que siempre esté vigilante el sitio de trabajo:    

204

Entienda los datos que están siendo tomados y si no está seguro, pregunte. Escuche los cambios en los sonidos el la locación. Revise que sensores, manómetros, cartas, niveles, etc., estén bajo parámetros apropiados de operación y funcionalidad. Observe los cambios o anticípese a estos.


Revisión D



Aquí hay algunas consideraciones de resolución de problemas y acciones correctivas para superar los problemas:

Locación/ referencia Estrangulador

Indicador • • • •

E.S.D

• • •

Separador

• • • • • •

Problema

Presión de cabeza disminuye Caudal aumenta Residuos/arena en las muestras de fluido Fuga/Paso obvia

Lavado/ desgaste

Tasa de Flujo disminuye, presión en la tubería de producción aumenta. Indicación visual del viaje del vástago. Suministro de Nitrógeno muy bajo para mantener la posición abierta Temperatura del Separador disminuye Falso nivel en visores Incremento en la presión del separador Válvula de Contrapresión ciclando Lecturas erráticas del medidor de gas seco Escarcha en líneas de líquido y hacia el quemador

Sistema E.S.D.

Acción • • • • • •

Hidratos en el Separador

• •

• • •

Separador

Obstrucción Muestras de superficie tienen Parafinas señales de material de Arena taponamiento Residuos • Reacción errática de válvulas Sulfuro con actuador Asfáltenos • Presión del separador y Precipitados volumen de líquidos incrementando, debido a válvulas actuadores obstruidas •

• • • • • •

Cierre y repare Desvíe, cambia al otro estrangulador Utilice un sistema multiestrangulador para reducir potencial de lavado Re-energizar el sistema E.S.D., si esta solo parcialmente cerrado Cierre y repara antes de reabrir Revise si hay fugas de nitrógeno en el sistema

Incremento en la temperatura del calentador Ajuste la presión del separador para corregir el problema dependiendo de la ubicación de los hidratos y las características del gas. Incremento/disminución del caudal dependiendo de las características del gas Optimizar caídas de presión en un sistema de múltiple estrangulación Bombear metanol a través de la válvula de contrapresión Incrementar la temperatura del calentador para disminuir la viscosidad del fluido Disminuir la temperatura del calentador para evitar los precipitados Cierre y repare cuando sea requerido Inyección de solventes Reducir tasa de flujo Desvíe para limpiar el efluente de pozo

Los Precipitados de los fluidos de completamiento permanecerán en solución en temperaturas menores a 80 °F Revision D


205


Locación/ Indicador referencia Separador • Se observa rocío en quemador • Visores llenos de liquido • Espuma en visores • Niveles de erráticos en visores • Control errático de nivel de liquido • Liquido en sistema del medidor de platina de orificio causando lecturas erráticas en el medidor • Caudal de liquido aparentemente disminuye


Problema Arrastre/ Espuma

Acción • •

Reducir caudal Inyectar químicos antiespumantes • Aumente el rango de la válvula de descarga • Incrementar la contrapresión • Disminuir la temperatura del separador para aceites livianos. • Incrementar la temperatura para espuma • Bajar el nivel bajo en los visores, si es posible Separador • BS&W en la línea de aceite de Emulsión • Incrementar temperatura del un separador de tres fases calentador • Separador de 2 fases y tanque • Inyectar desemulsificante de almacenamiento, el fluido • Incrementar tiempo de no se asienta en aceite y agua retensión, elevando el nivel de líquido, o usando un separador más grande Volúmenes de emulsión pueden ser calculados tomando una muestra, agitando esta, mezclando la muestra con un solvente 50/50, adicionando desemulsificante; entonces calentar la muestra a un mínimo de 80 °F, centrifugar y aplicar el cálculo apropiado para el contenido de aceite y agua, si todo esto falla, o si la emulsión continua un remanente de emulsión presente, su mejor suposición estará bien. Suministro • El suministro tiene una caída Falla en el • Revisar volumen producido en los tanque de propano de gas Sistema de de presión • Revisar todas las válvulas • La instrumentación neumática Suministro • Revisar E.S.D. en la facilidad de de gas falla gas combustible • Perdida de temperatura en el • Revisar funcionalidad del calentador vaporizador • Repentino aumento de la llama • Reducir la presión de • Válvula de alivio en recipiente suministro si la válvula de alivio decantador libera presión. se abrió en el recipiente decantador. • Liquido gotea de los • Remover propano liquido de controladores líneas/decantador • Falla el Vaporizador • Mucho arrastre en el sistema de • Liquido excesivo en el gas combustible, incrementar decantador los volúmenes de gas. • Congelamiento en las líneas de • Revisar el funcionamiento de la propano línea de propano •

206


Revisar cualquier tipo de obstrucción en el equipo

Revisión D


Locación/ referencia Medidor de • Gas Vortex • • • •

Indicador No muestra el caudal de gas Lecturas erráticas de gas de manera inesperada. No muestra todo Caudal muy bajo para registrar Caudal muy alto para registrar


Problema

Acción

Mal • funcionamiento del Vortex •

• • • •

Medidores de Turbina

• • • • • • •

Cambio de caudal aparente cuando no debería haber. Lo hay aumento de fluido cuando se descarga en separador. Indicadores audibles, separador no descarga Falsa lectura en visores Aumentos no consistentes con las medidas aguas abajo Grandes aumentos de líquido de forma inesperada. Medidor de líquido “Zumbando” y caudal de liquido extremadamente alto

Mal • funcionamiento del medidor •

• • •

• • •

• • •

Revision D


Barra de emisión sucia, cierre, remueva y limpie. Use diferentes tamaños de medidor vortex Liquido en el medidor de gas Revisar si hay daño en todas las conexiones y contactos eléctricos. Revise fuente de poder Si todo esto falla, llame a un técnico. Revise instalación, dirección de la flecha Baje el filtro de malla en “Y” Obstrucción en el medidor Daño mecánico interno, o externo Caudal de flujo muy bajo, use una turbina más pequeña, o cambie el controlador de líquido a acción Abrir-Cerrar (Snap) Asegúrese que el líquido no esté fugando Revise la configuración de la válvula Asegúrese que el sensor magnético esta atornillado completamente dentro del cuerpo de la turbina, puede que tenga que roscar la turca de ajuste en el sensor Asegúrese que las conexiones eléctricas estén bien Asegúrese que las partes correspondan. Confirme calibración

207


Locación/ Indicador referencia Calentador • Excesivo humo de escape • Aparentemente no hay gas de escape • Temperatura disminuye mientras fluye • Indicador audible, no hay ruido en el calentador, se escucha gas escapando • Olor del gas escapado Bomba de Circulación

• • • • •

Bomba de Circulación

• • • • •

208

Problema Falta o exceso de calor

Un sondo de tintineo, disparo de la válvula de alivio Sube presión del revestimiento No hay retorno de fluido de reservorio o inyectado Elevación de líneas, aún con un sistema de amortiguación Presión de bombeo aumenta, pero no la presión del revestimiento

Perdida de circulación o pobre circulación

Fuga de fluido en el conjunto de sellos después de apretar Arañazo del pistón Inhabilidad para inyectar grasa en el conjunto de sellos Viruta de material en el pistón y alrededor del área de conjunto de sellos Grasa drenando de la boquilla para graseras

Sellos o graseras



Acción • Ventee y encienda calentador • Ajuste consumo de gas combustible (presión de Entrada) • Limpie hollín del calentador • Ajuste mezclador gas combustible/aire • Revise atrapa llama • Calentador muy pequeño para el trabajo • Drene la presión del revestimiento para permitir que se restablezca/ abra el sistema de seguridad de subsuelo. • Revise la succión de la bomba, posiblemente esté bloqueada con aire. • Revise la configuración de las válvulas, posible sin salida. • Revise válvulas en la bomba, posiblemente necesiten reemplazo • Revise si hay daño mecánico en la bomba, sistema del pistón o, transmisión. • Tanque de liquido sin fluido, o fluido perdido • Empaque fugando • Obstrucción en el sistema antes del cabezal de pozo • Reemplazar sellos • Remplazar pistón • Inspeccionar si existe grasa solidificada en anillo de linterna, que evite que nueva grasa sea inyectada • Reemplace el anillo de linterna • Reemplace boquillas para graseras

Revisión D


Locación/ referencia Niveles de • Líquido en • el separador •

• • • • • Medidor de gas tipo Platina de Orificio/ Registrador de carta circular

• • • • • • • •

Revision D

Indicador Líquido pasando al quemador Exceso de gas en tanques de almacenamiento Medidores de liquido “zumbando”, pantalla muestra un caudal de liquido extremadamente alto Aparentemente no hay liquido en el separador Escarcha en línea de producción Aparentemente no hay ganancia de líquido mientras de toma lecturas Controlador del actuador no cicla El separador no maneja liquido, mucho o muy poco Medidor no esta en cero, o no regresa a la anterior lectura después de revisar el cero. Presión no igual a las lecturas del peso muerto Registrador perdiendo tiempo Aparente lectura de poco gas Aparente lectura de mucho gas Fuga de aceite de tornillo amortiguador Fuga de Gas Diferencial errática

Problema


Acción

Pérdida de control de nivel

• Alto nivel de fluido, abra válvula de descarga para establecer control de nivel, revise configuración de controlador y válvula • Bajo nivel de fluido, actuador pegado en abierto, revise configuración de controlador y válvula • Revise ajustes de todas las válvulas en el sistema de producción de fluido • Revise líneas congeladas , o tapadas en el sistema de producción de fluido • Ajuste limite del actuador • Cambie jaula y asiento • Revise sistema de control y actuador Mal • Líneas, o puertos tapados funcionamiento con residuos, o hidratos de Medidor de • Ensamble de 5 vías tapado, Orificio o válvulas no configuradas correctamente • Camisa del fuelle tapada con residuos • Platina de Orificio al revés, o platina no está en la parte inferior de la cámara • Registrador descalibrado • Fuelles rotos • Arco de plumilla de diferencial fuera de alineamiento • Mal funcionamiento del reloj, batería, mecanismo central • Fuga de sellos del fuelle, accesorios perdidos • Platina de orificio muy pequeña para caudal de gas • Resorte de rango roto • Liquido en el medidor (arrastre)


209



6.4

Adquisición de Datos Electrónica

La adquisición de datos usada en sistemas con bajo balance y durante pruebas en línea, proporciona más exactitud a una alta frecuencia de muestreo. Durante las operaciones de perforación, la adquisición de datos proporciona tanta información como sea posible no solo para asegurar que el proceso de perforación continúe dentro de los límites requeridos de seguridad y eficiencia, sino también datos obtenidos del reservorio durante la perforación.

Figura 6–166 Sensor de Presión Un buen funcionamiento del sistema de adquisición de datos también permitirá el análisis de la formación durante la perforación y por supuesto un incremento en el conocimiento del reservorio es uno de los principales beneficios de la perforación bajo balance. El aspecto de seguridad de la adquisición de datos no debería ser olvidado; el control de pozo está directamente relacionado con las presiones y caudales observados en superficie. La adquisición de datos en pruebas en línea proporciona información de tendencias más precisas para el efluente de pozo que las lecturas manuales, y una matriz de puntos mas completa para trazar gráficos, ya que las lecturas de pozo pueden ser configuradas para 1 minuto y en algunas circunstancias menos de 1 minuto. Air Chart [Hil l-Val ia nt LR B-2] Me te r Ru n Di ff er en tial Pr es s ur e

M et er Ru n Te mp er at ur e

M et er Ru n Pr es su re

M et er Ru n Fl ow

M et er Ru n V olu me

400

17000 16000 15000

350 r e t e e r M u ; s s ) O e r 2 P H n n u i ( R r e r t e u s e ) s M i g e ; s r ) P F ( p l ° a ( i t n e r e u r t e r a f f i e D p n m u e R T r n e u t e R M

14000 ) F C

13000 M ( e 12000 m u l o 11000 V n u 10000 R r e t 9000 e M ; 8000 ) M 7000 F C (

300

250

200

150

6000 5000

100

4000 3000

50

w o l F

n u R r e t e M

2000 1000

0 07:00

0 09:00

11:00

13:00

15:00

17:00

19:00

21:00

23:00

01:00

03:00

05:00

07:00

04-Apr-05 to 05-Apr-05

Figura 6–167 Ejemplo: Grafica de Medición de Aire 210


Revisión D



Los sistemas de adquisición de datos deben ser diseñados e instalados para obtener todos los datos requeridos de la perforación o prueba de pozo. La interpretación de los datos será realizada por un grupo de ingeniería.

Figura 6–168 Configuración de la Adquisición La adquisición de datos mecánica es mucho más simple de operar y mantener; esta no requiere:    

Energía adicional para ejecutar sistemas de operación. Sensores eléctricos para presión, temperatura, etc. Sistemas de Computación Personal de soporte para los datos

Figure 6–23 Caja de Conexión para Sensores

Revision D


211



Los sistemas mecánicos son más fáciles de mantener ya que los componentes eléctricos pueden ser delicados en malas condiciones climáticas. Por otro lado los dispositivos mecánicos sacrifican frecuencia y precisión por algo de confiabilidad. Cuando un sistema de datos esta trabajando eficientemente, el error humano es minimizado por la computadora y el procedimiento de configuración, pero se seguirán tomando lecturas manuales como respaldo, normalmente cada media hora, pero las lectura manuales no son tan rápidas o precisas como el sistema computacional. La adquisición de datos en tiempo real es una necesidad durante operaciones de perforación con aplicación direccional.

Figura 6–24 Parte del Equipo de Adquisición de Datos

212


Revisión D

Sección 7 Mantenimiento

7.0


Mantenimiento

El mantenimiento de equipo ayuda a prevenir fallas mecánicas y reparaciones costosas. Las fallas ocurrirán cuando el equipo es desatendido o abusado; sin embargo, el desgaste operacional debería ocurrir en una forma segura, controlada. El mantenimiento desarrollado en un programa regular puede no ser suficiente porque el equipo eventualmente se desgasta y se tendrán que ordenar e instalar partes de repuesto. En algunos casos, solo los técnicos certificados pueden hacer la reparación y el mantenimiento preventivo. Los dispositivos de control de pozo, de seguridad y medición son los tipos de equipo son de este tipo. Ejemplos:     

Válvulas de seguridad Válvulas de Alivio de Presión Registradores en sistema de medición de Gas Medidores de Líquido Válvulas de compuerta

La legislación, códigos, y regiones requieren personal entrenado para trabajar en ciertos tipos de equipo. Si el equipo falla, la responsabilidad recae en el técnico. Existirá un rastro documentado para la historia de las piezas certificadas del equipo. Si en trabajador no calificado se entromete con el equipo, la responsabilidad cae sobre el.

Figura 7–169 Vista en una Válvula de Cierre de Emergencia El mantenimiento al equipo que el personal es capaz de reparar y mantener, debería ser hecho regularmente. Si es posible, reemplace el dispositivo con otro y realice la reparación. Use las instrucciones del fabricante, trabaje en una superficie plana y limpia, y organice las partes en una manera ordenada (Izquierda a derecha) Use partes de reemplazo diseñada para los parámetros del pozo. Pozos con gas amargo son más corrosivos que pozos con gas dulce, así que use partes resistentes a la corrosión. Las partes deben Revision D


213



tener que lograr la aprobación de NACE (National Association of Corrosion Engineers) y deben tener Registro de Trazabilidad del Material (RTM). Revise las etiquetas en el cuerpo del componente para seleccionar las partes adecuadas de acuerdo a la aplicación. Algunos componentes están diseñados para ser usados una vez, son desechados porque el costo de la reparación excede el costo nuevo.

Figura 7–170 Revise las etiquetas de equipo Todas las válvulas deberían tener una etiqueta de identificación estampada o unida permanentemente a esta. Esta etiqueta contendrá la información acerca del tamaño, rango de presión y fabricante. Si esta información no es hallada, no use la válvula Durante ciertas operaciones de pozo, es conocido que estranguladores, válvulas de ensambles, válvulas de muestreo, bomba de cavidades moviendo sólidos, etc. estarán expuestos a condiciones extremas. Como se sabe que el equipo será usado de esa forma, se deberán planear reemplazos para estos. Una válvula de aguja no es buena para tomas muestras cuando se sabe que estará expuesta a material abrasivo. Una gran caída de presión erosionará la válvula muy rápidamente.

Figura 7–171 Válvula de Aguja Cuando los abrasivos son tenidos en cuenta para la reparación, esta será confinada a un dispositivo; limitando así el costo de reparar y hacer mantenimiento de todas las piezas del equipo.

214


Revisión D



Un amortiguador es un disco que gira en un eje diametral. Las válvulas de mariposa están diseñadas para larga duración, se desempeñan libres de mantenimiento. Esta válvula es conveniente para aplicaciones abierto/cerrado. Las válvulas de mariposa son comúnmente usadas en líneas de despacho de fluidos. Figura 7–172 Amortiguador Una válvula de mariposa es buena para manejar material abrasivo. Su uso de baja presión con acero inoxidable en unas superficies de sello de caucho resisten los abrasivos. Estas válvulas están diseñadas para aplicaciones de líquido. La baja velocidad y amortiguación de abrasivos en el líquido incrementan la expectativa de vida de la válvula.

Un tipo de válvula que incorpora una compuerta deslizante para bloquear el flujo. El diseño de los sistemas de la operación y sello de estas válvulas normalmente requiere que estas sean operadas completamente abiertas o completamente cerradas. Las válvulas de compuerta son las válvulas primarias en el cabezal de pozo proporcionando control del pozo. Se necesita un técnico certificado para darle servicio y reparar una válvula de compuerta Figura 7–173 Válvula de Compuerta Las Cabezas de Fracturamiento son comúnmente usadas en operaciones de fracturamiento de pozo. Estas cabezas, con válvulas de compuerta, reemplazan el cabezal de pozo primario para la operación de fracturamiento y limpieza. Después del fluir el pozo limpio de abrasivos la cabeza de fracturamiento es removida y reemplazada por el cabezal primario del pozo. La cabeza de fracturamiento esta diseñada para el fracturamiento y la limpieza. El tubo de estrangulación de un ensamble de estrangulación esta diseñado para erosionar. NO USE una válvula de compuerta para restringir el efluente de pozo porque el efecto de restricción causa una caída presión muy alta, incrementando la erosión. Revision D


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La reparación de una de estas válvulas puede costar decenas de miles de dólares.

Comúnmente, las válvulas de bola son usadas en nuestro sistema cuando necesitamos abrir o cerrar completamente a moderada o alta presión. Estrangular o contrapresionar usando este tipo de válvulas usualmente resultará en un desgaste prematuro y mantenimiento costoso. La simplicidad en el diseño y confiabilidad también hacen esta válvula muy común en tamaños pequeños. La válvula de bola a la derecha está diseñada para que se le puedan realizar reparaciones. La válvula de abajo no. Figura 7–174 Válvula de Bola

Una válvula de bola con diseño más sencillo es ideal para puntos de muestreo a baja presión y aplicaciones donde se esperan abrasivos. Cuando se debe realizar mantenimiento a una válvula de bola, la válvula tiene que ser removida de la tubería (En la mayoría de los casos), y entonces reparada para luego ser devuelta a su lugar o donde sea requerida. Reparar una válvula que tiene que ser removida y colocada nuevamente toma tiempo y esfuerzo. Figura 7–175 Válvula de Bola Desechable

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Revisión D



Las válvulas de Tapón son una gran alternativa a las válvulas de bola o de compuerta en ciertas aplicaciones. La característica de mantenimiento de una válvula de Tapón es que puede ser reparada por la parte superior de esta. La válvula puede ser usada en aplicaciones a alta presión y es capaz de cerrar o abrir en un cuarto de vuelta. Si la válvula completa necesita ser reemplazada, simplemente afloje las uniones de golpe y puede colocar una nueva válvula rápidamente, ahorrando tiempo y esfuerzo. Ensambles de baja presión muy probablemente tendrán válvulas de tapón. Los ensambles de alta presión tendrán válvulas de compuerta.

Figura 7–176 Válvulas de Tapón Los ensambles de estrangulación emplearán un número de diferentes tipos de válvulas como válvula de tapón, de bola, de compuerta y también válvulas de aguja)) en su construcción.

Figura 7–177 Ensamble de estrangulación Las válvulas con capacidad de inyección de grasa deberán ser lubricadas regularmente, especialmente cuando se espera o se sabe que material abrasivo que será producido o recuperado.

Revision D


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Puede ser muy difícil o imposible de abrir las válvulas de un cuarto de vuelta si la presión es extrema en un lado de la válvula y muy poca o ninguna presión en el otro lado de la válvula debido a la fuerza de fricción y el tamaño de la válvula. Los ensambles de alta presión probablemente tendrán válvulas de compuerta para contrarrestar el problema de fricción.

Figura 7–178 Ensamble de Estrangulación Los estranguladores son dispositivos de control de flujo diseñados para restringir el efluente de pozo. Los estranguladores NO SON VÁLVULAS, aunque es posible que un estrangulador selle en un 100% (Aunque muy rara vez). La acción acción de restricción compromete rápidamente rápidamente la capacidad de sello en el vástago y el asiento. Un estrangulador se puede degradar muy rápidamente dependiendo del tipo de efluente producido y el tipo de vástago y asiento en el cuerpo. El mantenimiento de un estrangulador es común debido a la acción que realizan para controlar el flujo. Si no es con un vástago y un asiento, se usará un tubo de estrangulación (bean). El mantenimiento de la mayoría de los estranguladores es fácil de hacer, aunque en algunos otros no. Algunos estranguladores son mejores para aplicaciones de pruebas de yacimientos mientras otros son mejores para limpiezas de pozo luego de estimulación de la formación.

Figura 7–179 Estrangulador Los reguladores son reductores de presión diseñados para proveer una alimentación constante de gas dulce, o inerte, para instrumentos neumáticos a una presión consistente.

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Revisión D



Figura 7–180 Regulador Estos son algunos ejemplos de lo que un regulador controlará:    

Sistemas y válvulas ESD Actuadores Controladores de actuadores Bombas neumáticas de Inyección de químicos

En aplicaciones estrictamente para gas dulce, el regulador proporcionará un suministro constante de combustible para:   

Calentadores en línea Llamas Piloto Ignitores, encendedores, etc.

NUNCA USE GAS AMARGO EN UN REGULADOR Los reguladores necesitan un mantenimiento regular para operar eficientemente; aunque la degradación ocurrirá con el tiempo, el mantenimiento preventivo prolongará la vida del dispositivo. Siempre refiérase a las instrucciones del fabricante. Los reguladores están disponibles en diferentes rangos de presión y tamaños. Puede ser necesario tener más de un regulador en un sistema de gas. Asegúrese de la capacidad de operación de los reguladores antes de ponerlo en servicio para evitar lesiones o daños al regulador. Algunos reguladores tienen pozos de goteo; una válvula en la parte inferior del dispositivo para capturar los vapores del gas. Es posible que los pozos de goteo deban ser drenados en vez en cuando. Impurezas acumuladas, como tierra y hollín, en el gas de entrada al regulador puede afectar el desempeño hasta que el dispositivo falla. Algunos reguladores tienen filtros para contrarrestar este efecto, pero incluso los filtros solo hacen una parte del trabajo. Los diafragmas en estos equipos pueden fallar por el uso regular o pueden ser dañados por abuso.

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El ensamble de restricción puede gastarse con el tiempo, especialmente si la presión y el volumen requeridos son aleatorios y se tienen que hacer los ajustes para adecuarse ala demanda Revisión de empaques (O-rings) y la lubricación tienen que hacerse regularmente. Las partes móviles necesitan aceite para minimizar la fricción y los anillos de sello pueden necesitar reemplazo debido al agrietamiento. Los reguladores son vitales en muchas aplicaciones de pozo y si su eficiencia de operación es comprometida puede resultar en un efecto cascada. Figura 7–181 Regulador con pozo de goteo

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Revisión D



Sistema de Adquisición de Datos Adquirir datos es la tarea primaria conducida para determinar la dirección que tomarán los proyectos. La exactitud de los datos debería ser la mejor de las habilidades del equipo y personal. Los datos pueden también determinar la longevidad del equipo, debido a condiciones y fuerzas que afectan en el trabajo. La adquisición de datos puede ser usada para evitar un problema potencial, hidratos, perdidas de circulación durante la perforación, corrosión, etc. Es de la mayor importancia que los datos sean registrados apropiadamente, entendidos, y comunicados a evitar un percance. Los datos puede ser registrados por:  

Entrada Manual, a partir de dispositivos mecánicos Adquisición de Datos Electrónica

Figura 7–182 Hoja de Datos para Prueba de Campo Entrada Manual, Manual, escrita en una hoja de datos, los valores v alores observados de un instrumento:      

Revision D

Presión Temperatura Incrementos Caudales Volúmenes Valores


221



Figura 7–183 Computador Cuando se registran datos datos manuales, se debe tener cuidado cuidado de introducir los datos datos en las celdas correctas. Entradas en celdas incorrectas puede conducir a un error operacional y a un error de reporte, resultando en un percance menor o mayor, donde un error no es aceptable. No solo las celdas importan para la exactitud, se requiere que escriba comentarios que describan la actividad, cambios en caudal de bombas, bombas, tasas de inyección, ajuste en el tamaño del estrangulador, transferencia de fluidos, etc. A partir del formato en borrador, la información de cada celda es introducida a una hoja de datos en computador. La exactitud debe llevarse aquí y estonces el reporte es generado. Un registrador Barton es un dispositivo mecánico que grafica presiones para el calculo del caudal de gas. También puede ser usada para graficar la estabilidad de presión durante prueba de presión. Otros dispositivos mecánicos son termómetros, manómetros, cintas de medida, y medidores de turbina.

Figura 7–184 Registrador Barton

222


Revisión D



8.0

Apéndice

8.1

Coeficientes para Estranguladores Positivos de 2” Coeficientes para Estranguladores Positivos de 2” (50. (50.4 4 mm)

Tamaño pulg

1/8 9/64 5/32 11/64 3/16 13/64 7/32 15/64 ¼ 17/64 9/32 19/64 5/16 21/64 11/32 23/64 3/8 25/64 13/32 27/64 7/16 29/64 15/32 31/64 ½ 9/16 5/8 11/16 3/4

mm 3.175 3.572 3.969 4.366 4.763 5.159 5.556 5.953 6.35 6.747 7.144 7.541 7.938 8.334 8.731 9.128 9.525 9.922 10.32 10.72 11.11 11.51 11.91 12.3 12.7 14.29 15.88 17.46 19.05

Estranguladores positivos 90º (From data by the Thornhill Craver Company) Coeficiente Coeficiente de Campo SI 0.3199 1.3085 0.4111 1.6813 0.5143 2.1037 0.63 2.5769 0.7581 3.1007 0.8975 3.671 1.049 4.2914 1.214 4.9636 1.39 5.6871 1.571 6.4263 1.762 7.2078 1.965 8.0369 2.178 8.9081 2.406 9.8428 2.647 10.825 2.898 11.855 3.162 12.932 3.425 14.009 3.7 15.134 3.984 16.296 4.278 17.499 4.582 18.74 4.895 20.024 5.219 21.349 5.553 22.711 7.004 28.647 8.62 35.258 10.563 43.205 12.716 52.103

Sistema Ingles (De Campo) Q: MSCFD (60° F, 14.65 FSIA) P: PSIG + Atmosférica= PSIA Fg: .6 / G

Q=C X P X Fg X Ftf X X Fpv Q Aprox. = C X P

Tubos de Estrangulación (From data by the Railroad Commission de Texas) Coeficiente Coeficiente de Campo SI 0.347 1.419 0.444 1.816 0.553 2.262 0.674 2.757 0.802 3.28 0.956 3.91 1.116 4.565 1.288 5.268 1.47 6.013 1.667 6.818 1.885 7.71 2.11 8.63 2.34 9.571 2.601 10.639 2.866 11.723 3.144 12.86 3.4 13.907 3.74 15.297 4.063 16.619 4.394 17.972 4.73 19.347 5.101 20.864 5.474 22.39 5.862 23.977 6.26 25.605 8.01 32.763 9.98 40.82 12.176 49.803 14.49 59.267

SI

Q: m3/d P: KPAG + Atmosférica= KPA Fg: .6 / G

520 288.16 Ftf: 460 + ° F 273.16 + °C Fpv: De Graficas Fpv: De Graficas El uso tablas de Estranguladores positivos de 90° funciona para ajustables, pero la exactitud es muy pobre NOTA: Para obtener MMSCFD, divida MSCFD por 1000

Ftf:

Revision D


223


8.2


Coeficientes para Probadores de Flujo Crítico de 2”

Coeficientes para probadores probadores de Flujo critico de 2”(50.8 mm) Unidades SI Unidades de Campo Orificio mm Coeficiente Orificio Pulgadas Coeficiente 1/16 1.588 0.346 0.0846 3/32 2.381 0.762 0.1863 1/8 3.175 1.431 0.3499 5/32 3.969 2.266 0.554 3/16 4.763 3.287 0.8035 7/32 5.556 4.536 1.109 ¼ 6.35 5.874 1.436 5/16 7.938 9.031 2.208 3/8 9.525 12.852 3.142 7/16 11.113 18.418 4.503 ½ 12.7 23.133 5.653 9/16 14.288 28.55 6.98 5/8 15.875 34.972 8.55 ¾ 19.05 51.087 12.49 7/8 22.225 70.27 17.18 1 25.4 92.357 22.58 1 (1/8) 28.575 118.289 28.93 1 (1/4) 31.75 149.334 36.51 1 (3/8) 34.925 183.488 44.86 1 (1/2) 38.1 227.58 55.64 Q= C X P X Fg X Ftf X Fpv Q aprox.= C X P SI Sistema Ingles (de Campo) 3 Q: MSCFD (60 °F, 14.65 PSIA) Q: m / d P: PSIG + Atmosférica = PSIA P: KPAG + Atmosférica = KPA Fg: .6 / G Fg: .6 / G 520 288.16 Ftf: Ftf: 460 + ° F 273.16 + °C Fpv: De gráficas Fpv: De gráficas NOTA: Para obtener MMSCFD, divida MSCFD por 1000

224


Revisión D


8.3


Coeficientes para Probadores de Flujo Crítico de 4”

Coeficientes para probadores de Flujo critico de 4”(101.6 mm) Unidades S.I Unidades de Campo Orificio mm Coeficiente Orificio Pulgadas Coeficiente ¼ 1.384 6.35 5.6609 3/8 3.110 9.525 12.7206 ½ 5.564 12.7 22.758 5/8 8.669 15.875 35.4541 ¾ 12.422 19.05 50.8088 7/8 16.893 22.225 69.0962 1 22.007 25.4 90.0137 1 (1/8) 27.721 28.575 113.3852 1 (1/4) 34.229 31.75 140.0045 1 (3/8) 41.210 34.925 168.5583 1 (1/2) 49.106 38.1 200.8548 1 (3/4) 67.082 44.45 274.3808 2 88.628 50.8 362.5088 2 (1/4) 113.617 57.15 464.7196 2 (1/2) 142.490 63.5 582.8168 2 (3/4) 176.420 69.85 721.5982 3 216.790 76.2 886.7208 Q= C X P X Fg X Ftf X Fpv Q aprox. = C X P SI Sistema Ingles (de Campo) 3 Q: MSCFD (60° F, 14.65 PSIA) Q: m / d P: PSIG + Atmosférica = PSIA P: KPAG + Atmosférica = KPA Fg: .6 / G Fg: .6 / G 520 288.16 Ftf: Ftf: 460 + ° F 273.16 + °C Fpv: De gráficas Fpv: De gráficas NOTA: Para obtener MMSCFD, divida MSCFD by 1000

Revision D


225

Separation1_Español Ver. 081229

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