Manual pae completo

Unidad de Gestión Golfo San Jorge

MANUAL DE PRODUCCIÓN

Abril, 2002

PAN AMERICAN ENERGY Unidad de Gestión Golfo San Jorge Comodoro Rivadavia

PRÓLOGO

Esta es la cuarta edición del Manual de Producción. Como las tres ediciones anteriores, ha sido preparado para servir al personal de P.A.E, especialmente a aquellas personas que tienen directa relación con las operaciones vinculadas a la producción de petróleo y gas asociado en nuestro yacimiento. Esta es la síntesis de la tarea realizada por un equipo de trabajo en el que muchas personas le han aportado todas las innovaciones surgidas desde su tercera edición en Noviembre de 1995. Los adelantos incorporados en computación, nuevas tecnologías operativas y la concientización en la Seguridad, el cuidado y preservación del Medio Ambiente, son algunas de las razones que dieron orígen a la necesidad de actualizar nuestra habitual fuente de consultas que es este Manual de Producción. Los líderes, supervisores, personal técnico de muchos años de experiencia y los nuevos empleados incorporados últimamente, encontrarán aquí conocimientos y experiencias adecuados al avance permanente a través de esa intención de mejoramiento contínuo. Es un objetivo de la Empresa, mantener en el mejor nivel de conocimientos a todo su personal, convencidos de que esa será la mejor manera de obtener el crecimiento deseado y que redundará en mutuo beneficio.

Abril, 2002

Manual de Producción -PAE- Argentina I

INDICE GENERAL-2002

CAPITULO I BOMBEO MECANICO

Breve descripción del Sistema.................................................................... 1-I Bombas de profundidad.............................................................................. 1-I -Partes Componentes.............................................................................. 1-I -Funcionamiento...................................................................................... 1-I -Tipos de Bombas.................................................................................... 10-I -Designación de las bombas en nuestra Operación.................................. 12-I Bombas Insertables……………………………………………………………… 14-I Criterio de Selección de bombas Insertables............................................... 17-I -Deposición de Arena............................................................................... 17-I -Pozos con Gas....................................................................................... 23-I -Petróleo Viscoso..................................................................................... 30-I -Inscrustaciones....................................................................................... 31-I Bombas de Tubing...................................................................................... 31-I Cuidados en el manipuleo de las bombas................................................... 33-I -Transporte……………………………………………………………………… 33-I -En el pozo.............................................................................................. 33-I Reparación y Armado de bombas............................................................... 34-I Columna de bombeo................................................................................... 36-I -Varillas y trozos...................................................................................... 36-I -Cuplas y reducciones.............................................................................. 38-I -Vástago pulido………………………………………………………………… 39-I Control de calidad de varillas, trozos y cuplas nuevas................................ 41-I -Varillas…………………………………………………………………………. 41-I -Cuplas.................................................................................................... 41-I Conexión y manipuleo de las Varillas-Fallas Comunes............................... 43-I -Conexiones de las Varillas...................................................................... 43-I -Cuidados en el manipuleo de las Varillas ............................................... 45-I -Rotura de Varillas y Cuplas..................................................................... 46-I -Causas de Fallas.................................................................................... 47-I Varilla de 7/8” con pin de 1” ....................................................................... 50-I Tubería de producción (Tubing).................................................................. 51-I -Manipuleo y Control de Tubing y Cupla.................................................. 53-I Anclaje del Tubing...................................................................................... 53-I -Descipción y operación del Ancla........................................................... 53-I -Normas a Observar................................................................................ 57-I Procedimiento de Cálculo de fuerzas y estiramientos de tuberias con Ancla.................................................................................................... 58-I -Fuerza a aplicar a la tuberia al fijar el Ancla........................................... 58-I -Cálculo del estiramiento del tubing en función de la fuerza "FT" a Aplicar.................................................................................................. 66-I -Fuerza”FT” en Caso de Bajar Tubing Probando hermeticidad................. 67-I Packer de producción................................................................................. 68-I -Descripción y operación.......................................................................... 68-I Cabezas de pozos...................................................................................... 74-I

Manual de Producción – PAE- Argentina II

Bridada Tipo Cameron WF-Adaptador Danco/Wenlwn QD......................... 76-I -DANCO/WENLEN…………………………………………………………….. 79-I -Cabeza Danco/Wenlen DC-250…………………………………………..... 80-I Armaduras de pozos................................................................................... 81-I -Pozos Productores de Petróleo con Captación de Gas........................... 81-I -Pozos Productores de Petróleo sin Captación de Gas............................ 83-I -Pozos Productores de Gas, Hasta 2000 PSI........................................... 83-I -Pozos Productores de Gas, Mayor a 2000 PSI....................................... 83-I Descripción de los Componentes Principales.............................................. 87-I -Dispositivo de Seguridad (B.O.P)........................................................... 87-I -Conjunto Prensa Estopa (stuffing box).................................................... 87-I Válvulas Esclusas y de Aguja..................................................................... 90-I Unidades de bombeo a balancín................................................................. 92-I -Tipo de Unidades.................................................................................... 92-I -Designaciones A.P.I. especificaciones................................................... 103-I -Unidades Balanceadas a Aire-Sistema de Contrapeso............................ 104-I -Procedimieno para Poner en Marcha la Unidad...................................... 104-I Accionamiento de las unidades de bombeo................................................ 106-I -Accionamiento con motor de combustión interna.................................... 106-I -Modelos Utilizados en Nuestra Operación............................................... 106-I -Accionamiento con Motor eléctrico......................................................... 109-I -Variación del Número de Golpes por Minuto........................................... 114-I Sistema de Bombeo P.C.P......................................................................... 123-I Instalación Típica.......................................................... ............................. 123-I Fundamento de la Bomba.... ...................................................................... 125-I -Simple Lóbulo…………………………………………………………………. 125-I -Multilóbulo..............................................................................................

127-I

CAPITULO II DINAMÓMETROS

Introducción................................................................................................ 1-II Mediciones Físicas..................................................................................... 2-II Equipo Dinamómetro.................................................................................. 2-II -Dinamómetro Convencional de Superficie.............................................. 3-II -Peso de las Barras.................................................................................. 8-II -Prueba de la válvula Fija........................................................................ 8-II -Prueba de la Válvula Móvil..................................................................... 9-II -Peso del Fluido....................................................................................... 10-II -Efecto de Contrapesado......................................................................... 10-II -Dinamómetro electrónico........................................................................ 12-II -Reglas Generales para Obtención del Peso de Fluido............................ 15-II -Informes de Dinamometría .................................................................... 17-II Nivel de fluido............................................................................................. 28-II -Descripción............................................................................................. 28-II -Interpretación de los Registros................................................................ 28-II -Columna de Fluido Gaseoso................................................................... 28-II -Espacio Anular con Espuma................................................................... 28-II -Ruidos y enmascaramiento..................................................................... 29-II

Manual de Producción -PAE- Argentina III

CAPITULO III INTERVENCIONES DE POZOS Nociones Generales Sobre Cambios del Diseño de Producción.................. 1-III Bombas...................................................................................................... 1-III Varillas....................................................................................................... 5-III Tubing........................................................................................................ 6-III Montaje de equipos de Pulling.................................................................... 6-III -Seguridad............................................................................................... 6-III -Operativos.............................................................................................. 7-III -Logística................................................................................................. 7-III Pescas de varillas....................................................................................... 11-III -Forma de Operar.................................................................................... 11-III -Tipos de Pescadores de Varillas............................................................. 13-III Cambio de bombas..................................................................................... 16-III -Criterios a Adoptar.................................................................................. 16-III -Cambio de Bombas Insertables.............................................................. 16-III -Procedimiento para Bajar la nueva Bomba............................................. 18-III Intervenciones de Tubing............................................................................ 19-III -Bomba atascada..................................................................................... 20-III -Pérdida de tubing................................................................................... 20-III -Forma de Bajar el Tubing Probando Hermeticidad.................................. 21-III -Pesca de Tubing..................................................................................... 24-III Normas Generales a Observar en la Intervención de un Pozo.................... 31-III -Para Ordenar un Equipo de Pulling......................................................... 31-III -Cambio de Bomba.................................................................................. 32-III -Pesca de Varillas.................................................................................... 32-III -Bomba Aprisionada................................................................................ 32-III -Operaciones de Tubing por Pérdida........................................................

33-III

CAPITULO IV BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE

Generalidades............................................................................................ 1-IV Instalación de fondo.................................................................................... 4-IV -Bomba.................................................................................................... 4-IV -Separador de gas................................................................................... 11-IV -Protector del motor................................................................................. 11-IV -Motor eléctrico........................................................................................ 13-IV -Cable conductor..................................................................................... 15-IV -Accesorios.............................................................................................. 16-IV Causas de Fallas........................................................................................ 17-IV Instalaciones de superficie.......................................................................... 17-IV -Cabeza de pozo...................................................................................... 17-IV -Panel de control...................................................................................... 18-IV -Suministro de Energía............................................................................ 19-IV Registros Tipo............................................................................................. 19-IV -Operación Normal.................................................................................. 19-IV -Fluctuaciones de Energía....................................................................... 20-IV -Bloqueo por gas...................................................................................... 20-IV

Manual de Producción – PAE- Argentina IV

-Presencia de Gas................................................................................... 23-IV -Bombeo Intermitente por Falta de Nivel de Fluido.................................. 24-IV -Frecuentes Ciclos de marcha................................................................. 26-IV -Arranques Excesivos.............................................................................. 26-IV -Corte por Sobrecarga ............................................................................

26-IV

CAPITULO V ESTACIONES SATELITE

Descripción general.................................................................................... 1-V Descripción y Funcionamiento de los equipos e instalaciones..................... 4-V Colector (Manifold de Estación).................................................................. 4-V -Forma de Operar el Colector.................................................................. 5-V -Características Constructivas................................................................. 5-V -Mantenimiento del colector..................................................................... 9-V -Manifolds auxiliares................................................................................ 9-V Calentadores indirectos.............................................................................. 11-V -Quemador.............................................................................................. 12-V -Analizador de gases de combustión........................................................ 15-V -Sistema de alimentación de gas............................................................. 15-V Descripción de los elementos de Regulación y Control automático............. 20-V -Reguladora de presión tipo 630.............................................................. 20-V -Válvula termorreguladora....................................................................... 21-V -Dispositivo Control de Nivel CMAQ/F 401.............................................. 22-V -Válvula DSG 7501.................................................................................. 24-V -Válvula Reguladora de Presión Tipo 67 FR............................................ 25-V -Válvula DXSG 7501................................................................................ 26-V Operación y control de calentadores........................................................... 27-V -Encendido del Calentador ...................................................................... 27-V -Controles Periodicos............................................................................... -Tratamiento del agua de calentadores y Generadores de Vapor.............

27-V 28-V

-Procedimiento para Agregar agua por Falta de Nivel.............................. 28-V Separador general de gas-petróleo............................................................. 29-V Descripción y Funcionamiento de los Elementos de control Del separador............................................................................................. 30-V -Válvula 657 A......................................................................................... 33-V -Válvula 667-A con Control de Presión Wizard 4100 UR y relay 2601...... 34-V -Válvula DFG 401.................................................................................... 35-V -Control piloto de nivel 779 K................................................................... 37-V -Funcionamiento en conjunto de los Controles del separador (Revisión Generall)................................................................................ 38-V -Elementos de Seguridad......................................................................... 38-V Control de presión de gas en el Separador. Válvula 63 F............................ 39-V -Forma de regular ambas Válvulas.......................................................... 41-V -Controles periódicos del separador general............................................ 42-V Separadores de ensayos............................................................................. 42-V -Separador de un recipiente medidor....................................................... 43-V -Sistema medidor y registro..................................................................... 46-V -Separador de dos recipientes medidores................................................ 47-V -Calibración de los Separadores de Ensayo............................................ 49-V

Manual de Producción -PAE- Argentina V

-Controles Periódicos de los separadores de Ensayo............................... 50-V Bombas de Impulsión................................................................................. 51-V -Válvula de Alivio..................................................................................... 52-V -Características de las Bombas Alternativas............................................ 54-V Bombas centrífugas horizontales................................................................ 74-V Factores que modifican las características de la bomba centrífuga............. 75-V -Interpretación de las Curvas características de la Bomba centrífuga y de la curva del sistema en el que se instala la bomba......................... 78-V -Curvas de la Bomba............................................................................... 80-V -Curva de la Cañería .............................................................................. 80-V Bombas Multietapa (B.J.-Flowserve) .......................................................... 80-V Funcionamiento del Sistema de Bombeo.................................................... 84-V Líneas de Succión e Impulsión................................................................... 87-V -Línea de Succión.................................................................................... 87-V -Línea de impulsión................................................................................. 88-V -Amortiguadores de Succión y Descarga................................................. 89-V Tanques...................................................................................................... 92-V -Tanques de ensayo Separador de agua libre.......................................... 92-V Medición de la producción.......................................................................... 94-V -Medidores másicos................................................................................. 94-V -Medidores de Turbina............................................................................. 97-V -Caudalímetro Ultrasónico por Tiempo de Tránsito (en Prueba)............... 99-V Deshidratación del gas................................................................................ 100-V -Scrubber……………………………………………………………………… 101-V -Torre de Absorción (Torre de Contacto).................................................. 102-V -Deshidratación del glicol......................................................................... 103-V -Bombas.................................................................................................. 104-V -Filtros..................................................................................................... 106-V Proceso de deshidratación del gas.............................................................. 106-V Medidor del punto de rocío marca Shaw..................................................... 108-V Dispositivos automáticos de control............................................................ 112-V -Control de nivel de glicol En la torre de Contacto................................... 112-V -Control de temperatura del Rectificador de glicol.................................... 113-V Otros Modelos de Plantas Deshidratadoras de Gas.................................... 117-V -Planta Johnson....................................................................................... 120-V -Descripción de la Ionstalación (Sin separador)........................................ 120-V -Proceso en la Planta............................................................................... 122-V -Instalación con Separador de alta Presión.............................................. 123-V -Captación de Baja.................................................................................. 123-V Planta Compresora de Gas Koluel Kayke.-................................................. 125-V Normas generales para el correcto Funcionamiento del sistema de deshidratación del gas - Problemas comunes ....................................... 127-V -Puesta en marcha de la Planta Deshidratadora...................................... 127-V -Controles Periódicos............................................................................... 129-V Posibles Problemas en el Funcionamiento de las estaciones Satélite y sus soluciones............................................................................. 130-V

Manual de Producción – PAE- Argentina VI

CAPITULO VI CONTROL DE LA PRODUCCION DE PETROLEO Y GAS Producción de petróleo............................................................................... 1-VI -Control en boca de pozo......................................................................... 1-VI Posibles causas de la pérdida de producción de un pozo............................ 2-VI -Medidas a Adoptar.................................................................................. 2-VI -Otras Medidas a Aplicar.......................................................................... 9-VI Programas de Ensayos............................................................................... 13-VI Forma de Realizar el Ensayo-Normas Generales........................................ 15-VI Ensayos de Pozos a Tanque....................................................................... 19-VI -Tanques Comunes de Ensayo................................................................ 19-VI -Métodos de medición.............................................................................. 21-VI -Tanques de ensayo separadores de agua Libre...................................... 23-VI Ensayos de Pozos a Traves de Medidores Másicos.................................... 28-VI Control de la Producción-estadísticas......................................................... 30-VI Producción y Consumo de Gas................................................................... 37-VI -Medidor Con Registrador de presión Diferencial y Presión Estática........ 37-VI -Componentes del Sistema de Medición.................................................. 38-VI -Forma de Operar el Registrador de Presiones........................................ 46-VI -Selección del Diámetro de orificio y Estimación del Caudal de gas......... 49-VI -Operación del programa......................................................................... 52-VI -Normas Generales.................................................................................. 54-VI Medidor con registración de Presión Estática (Well Tester)......................... 54-VI -Procedimiento de cálculo........................................................................

55-VI

CAPITULO VII RECUPERACION SECUNDARIA

Descripción general.................................................................................... 1-VII Fuentes de agua......................................................................................... 3-VII Tratamiento de agua para inyección........................................................... 5-VII -Equipo depurador de Agua (Wemco)...................................................... 5-VII -Productos Químicos............................................................................... 8-VII Sistema de distribución............................................................................... 12-VII -Proveniente de Planta Deshidratadora....................................................... 12-VII -Proveniente de Estaciones Satélite......................................................... 12-VII Distribuidor de inyección............................................................................. 15-VII -Caudalímetros........................................................................................ 16-VII -Reguladores de caudal........................................................................... 19-VII -Regulación............................................................................................. 22-VII -Instrucciones para Dimensionar los Reguladores.................................... 24-VII -Calibración del Regulador....................................................................... 24-VII -Tapón o válvula Ciega............................................................................ 30-VII -Cabeza de Pesca................................................................................... 30-VII -Mandril con Bolsillo Lateral..................................................................... 31-VII -Procedimiento de Perueba del Mandril................................................... 31-VII -Selección de Válvulas y Mandriles.......................................................... 32-VII Movimientos de válvulas............................................................................ 33-VII -Herramientas para Movimiento de Válvulas............................................ 35-VII Aplicaciones del Trazador Radioactivo....................................................... 40-VII

Manual de Producción -PAE- Argentina VII

-El trazador Radioactivo en Pozos inyectores de Agua............................ 42-VII -Fuentes de Error en el Cálculo de caudales mediante el uso de Trazadores radioactivos.......................................................................... 42-VII Pozos inyectores......................................................................................... 44-VII -Pozos Inyectores con Entubación Múltiple.............................................. 44-VII -Pozos Completados o Convertidos a Inyectores..................................... 48-VII -Instalación con packers Lok-Set o “P” y Packer de Tensión.................... 53-VII -Instalación con Packer Hidráulico y Packers de Tensión......................... 55-VII -Instalción con Packers Hidráulicos en Tanden........................................ 57-VII -Recomendación de Diseño Seleccionado............................................... 57-VII -Armadura de Pozos inyectores............................................................... 57-VII -Condiciones Operativas Optimas............................................................ 57-VII Cálculo de esfuerzos para Packers de Tensión en Tandem........................ 66-VII -Fuerza de Empaquetamiento.................................................................. 70-VII -Fuerza por Efecto Balloning.................................................................... 70-VII -Fuerza debida a Variaciones de Temperatura......................................... 70-VII -Fuerza debida a Presiones Hidráulicas...................................................

71-VII

ANEXO ARTEX

Métodos de Medición de Caudal en Pozos Inyectores................................. 82-VII -Spinner……………………………………………………………………….. 82-VII -Trazador Radioactivo............................................................................. 82-VII Medición de Caudal con trazador Radioactivo............................................ 82-VII Tiempo de Espera de Retornos para Medición dePerdidas o Caudales de Admisión de Arenas por detrás del Tubing........................... 84-VII Pautas Convenientes a Tener en Cuenta para el Diseño de la Instalación Selectiva.......................................................................... 85-VII Generalidades Sobre Radiación.................................................................. 89-VII -Radiación Natural................................................................................... 89-VII -Exposición a la Radiación....................................................................... 89-VII -Tiempo de Vida Media............................................................................

90-VII

ANEXO A

Calculo de la Actividad de una Fuente........................................................

91-VII

ANEXO B

Tiempo de Exposición permitido sobre las manos al operarse el yodo-131 / iridio-192 con fuentes sin Blindajes.........................

93-VII

ANEXO C

Velocidad del fluido en seg/metro según area anular y caudal en M3/D....................................................................................... 94-VII

Manual de Producción – PAE- Argentina VIII

CAPITULO VIII SISTEMA AUTOMÁTICO DE CONTROL Y MEDICIÓN DE PETRÓLEO(Lease Automatic Custody Transfer-LACT)

Descripción del Sistema............................................................................. 1-VIII -Unidades de Rechazo.. ............................................................................. 2-VIII -Unidades de medición............................................................................ 2-VIII -Operación............................................................................................... 4-VIII Descripción Funcional de los Componentes................................................ 5-VIII -Tomamuestras........................................................................................ 5-VIII -Control de la Muestra............................................................................. 5-VIII -Medidor de Caudal................................................................................. 7-VIII -Computador de caudal Omni.................................................................. 11-VIII -Operación............................................................................................... 12-VIII -Calibración de la Unidad......................................................................... 13-VIII -Curvas de Medidores..............................................................................

16-VIII

CAPITULO IX PLANTAS DE TRATAMIENTO

Descripción general.................................................................................... 1-IX Planta de Tratamiento de Cerro Dragón...................................................... 1-IX -Unidades de Separación de Agua Libre.................................................. 1-IX -Unidad de Tratamiento de la Emulsión................................................... 3-IX -Unidad de Bombeo................................................................................. 3-IX -Unidad de Rechazo y Medición............................................................... 4-IX -Unidad de Tratamiento de Agua............................................................. 6-IX Planta de Tratamiento del Valle Hermoso................................................... 6-IX Planta de Tratamietno de Piedra Clavada y K.Kaike................................... 9-IX Válvulas de Presión y Vacío....................................................................... 11-IX -Funcionamiento...................................................................................... 11-IX Inertización................................................................................................. 15-IX Bombas Inyectoras de Productos Químicos................................................ 19-IX -Texteam Serie 1200............................................................................... 19-IX -Serie 3700.............................................................................................. 20-IX -Texteam Serie 5000............................................................................... 20-IX -Stonebor Modelo C-5.............................................................................. 21-IX -Pascal Modelos DGP 500 y DGP 370..................................................... 21-IX -Bombas a Embolo Buzo marca Indoneu (Mirbla S.A.)............................ 21-IX -Bombas Diafragma, Dosivac, Modelo MD-50 con Motor Eléctrico..........

21-IX

CAPITULO X SISTEMA DE SUPERVISIÓN, CONTROL Y ADQUISICIÓN DE DATOS

Sistema de Supervisión, Control y Adquisición de Datos............................ 1-X -Generalidades........................................................................................ 1-X -Instrumentos analógicos......................................................................... 3-X -Instrumentos de estado........................................................................... 3-X -Instrumentos Acumuladores................................................................... 3-X -Instrumentos de Control......................................................................... 3-X Descripción del sistema SCADA utilizado en los yacimientos Cerro

Manual de Producción -PAE- Argentina IX

Dragón y Koluel Kaike – Piedra Clavada.................................................... 4-X -Unidad Terminal Central o Host Central.................................................. 4-X -Unidades Terminales Remota (R.T.U.)................................................... 10-X -Instrumentos de Campo.......................................................................... 10-X Electrificación de Pozos Telesupervisión.................................................... 12-X -Introducción............................................................................................ 12-X -Configuración de Red............................................................................. 14-X -Operación de la RTU.............................................................................. 14-X -Análisis de la Corriente del Motor........................................................... 15-X -Equipamiento Sugerido.......................................................................... 17-X Telesupervisación de Pozos Eléctricos....................................................... 19-X -Variables a Telesupervisarse.................................................................. 19-X -Señales en RS-232................................................................................. 19-X -Demanda de Información en Central...................................................... 19-X -Ventajas................................................................................................. 19-X -Monitoreo............................................................................................... 20-X -Monitoreo-Variables................................................................................ 20-X Automatización en Pozos Eléctricos (1)...................................................... 20-X Automatización en Pozos Eléctricos (2)...................................................... 20-X -Ventajas................................................................................................. 21-X Oportunidad de Mejora............................................................................... 21-X -Metodología Utilizada............................................................................. 22-X -Producto del Equipo............................................................................... 23-X -Resultados.............................................................................................. 25-X -Aprendizajes...........................................................................................

25-X

CAPITULO XI CORROSION DE LOS METALES

Corrosión de los Metales............................................................................. 1-XI -Introducción............................................................................................ 1-XI -Corrosión de los metales. ...................................................................... 1-XI -Diferencias en el metal........................................................................... 6-XI -Resistividad del Electrolito...................................................................... 8-XI -Tipos de Corrosión................................................................................. 9-XI -Procesos de Corrosión............................................................................ 10-XI Control de la corrosión................................................................................ 10-XI -Revestimientos anticorrosivos................................................................ 10-XI -Protección catódica................................................................................ 11-XI -Otras Fuentes de Energía....................................................................... 18-XI -Juntas de Aislación................................................................................. 19-XI -Cañerías de PRFV y ERFV.................................................................... 19-XI -Control de la Protección Catódica........................................................... 19-XI Corrosión Microbiológica:-Presencia de Bacterias...................................... 32-XI -¿Cuáles son las Bacterias Problemáticas en el Campo Petróleo?.......... 32-XI -¿Cuáles son los Síntomas de la existencia de estas Bacterias?............. 33-XI -Identificación y Conteo de las Bacterias.................................................. 33-XI -Control de Microorganismos................................................................... 34-XI -El agua en los Procesos Corrosivos........................................................ 34-XI Casos Típicos de Corrosión........................................................................ 35-XI

Manual de Producción – PAE- Argentina X

-Incrustaciones........................................................................................ 35-XI -Oxigeno.................................................................................................. 36-XI -Ácido Sulfírico........................................................................................ 36-XI -Bacterias................................................................................................ 37-XI -Bióxido de Carbono................................................................................ 37-XI -Ácido...................................................................................................... 38-XI -Corrosión Galvánica............................................................................... 38-XI -Electrólisis.............................................................................................. 39-XI -Choque...................................................................................................

39-XI

CAPITULO XII UNIDAD “HOT OIL UNIT”

Unidad de petroleo caliente “hot oil unit”..................................................... 1-XII -Preventiva.............................................................................................. 1-XII -De Reparación........................................................................................ 1-XII -Forma de operar con la Unidad de Petróleo Caliente.............................. 2-XII Generalidades............................................................................................ 3-XII -Puntos prioritarios a tener en cuenta antes y durante las Operaciones...........................................................................................

3-XII

CAPITULO XIII PLANTA GASOIL

Planta fraccionadora de gasoil.................................................................... 1-XIII -Introducción............................................................................................ 1-XIII -Destilación-Fundamento del Fraccionamiento........................................ 2-XIII -Reflujo.................................................................................................... 3-XIII -Variables operativas del fraccionador..................................................... 4-XIII -Fraccionamiento..................................................................................... 4-XIII -Obtención de la mayor cantidad de Gasoil sin agregar compuestos pesados.................................................................................................. 5-XIII -Intercambiadores de Calor...................................................................... 5-XIII -Desalador............................................................................................... 5-XIII Descripción del proceso..............................................................................

7-XIII

CAPITULO XIV SALUD, SEG Y MEDIO AMBIENTE

Reglas de Oro de Seguridad, Salud y Ambiente......................................... 2-XIV -Permiso de Trabajo................................................................................ 2-XIV -Trabajo en Alturas.................................................................................. 3-XIV -Aislamiento de Energía........................................................................... 3-XIV -Seguridad en los Vehículos.................................................................... 4-XIV -Perturbación del Suelo........................................................................... 4-XIV -Ingreso a Espacios Confinados............................................................... 4-XIV -Izaje y Eslingas....................................................................................... 5-XIV -Manejo del Cambio (MDC)..................................................................... 6-XIV -Manejo de Productos Químicos.............................................................. 6-XIV Política Ambiental....................................................................................... 18-XIV Procedimiento Limpieza de Derrames........................................................ 26-XIV -Objetivo.................................................................................................. 26-XIV

Manual de Producción -PAE- Argentina XI

-Alcance.................................................................................................. 26-XIV -Responsabilidades.................................................................................. 26-XIV -Desarrollo............................................................................................... 26-XIV -Documentos de Referencia.....................................................................

30-XIV

ANEXO 1

-Incidente................................................................................................. 30-XIV -Incidentes Significativos......................................................................... 30-XIV -Incidentes Mayores ................................................................................ 30-XIV

Manual de producción –PAE-Argentina 1-I

I - BOMBEO MECÁNICO BREVE DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA El método de bombeo mecánico consiste en elevar el fluido (petróleo + agua) desde el nivel que este alcanza en el pozo y desplazarlo al punto de recolección (estación satélite o tanque elevado) por medio de una bomba de profundidad accionada por la columna de varillas que transmiten el movimiento del equipo de bombeo. El fluido es conducido hasta la superficie a través de la cañería de producción (tubing) y de allí hasta el punto de recolección por la línea de conducción (flow line) (Figura 1-I). La bomba eleva el fluido desde el nivel dinámico y no desde la profundidad donde está asentada; por lo tanto el trabajo desarrollado será mayor cuanto más bajo se encuentre dicho nivel. Por ejemplo, si la bomba está asentada a 1600 metros, pero el nivel dinámico del pozo es de 500 m, el trabajo desarrollado por la bomba será elevar el fluido desde los 500 m hasta la superficie, más la altura equivalente a la presión de bombeo (flow line). Para una eficiente extracción será indispensable bajar el nivel de fluido tanto como sea posible (a fin de evitar aplicar una contrapresión a la formación) sin que ello provoque un llenado parcial del barril de la bomba que disminuya su rendimiento y cause el golpe de fluido. BOMBAS DE PROFUNDIDAD 1. PARTES COMPONENTES. Las bombas (Fig.2-I) están compuestas por el barril, el

pistón, la válvula de pie (standing valve), la válvula viajera (travelling valve) y los accesorios: jaula de válvulas, adaptador del pistón, vástago con conectores especiales en ambos extremos (Fig.3-I), guía del vástago (rod guide), cupla del vástago (rod coupling), etc.

2. FUNCIONAMIENTO. En la carrera ascendente el peso del fluido cierra la válvula

viajera (T.V.) y es desplazado por el pistón hacia la superficie. El ascenso del pistón causa una disminución de presión sobre la válvula de pie, por lo que esta se abre, permitiendo el ingreso de fluido de la formación a la bomba.

En la carrera descendente el movimiento del pistón incrementa la presión en la cámara entre ambas válvulas, lo que provoca la apertura de la válvula viajera (T.V.) y el cierre de la válvula de pie (S.V.). El peso de la columna de fluido se transfiere de las varillas al tubing y el fluido que pasa a través de la válvula viajera será elevado en la próxima carrera ascendente del pistón.


Figura 1-I

Manual de Producción-PAE-Argentina 3-I

Bomba de Profundidad- Partes Componentes

Figura 2-I


Conectores de Vástago

Figura 3-I


Figura 4-I


Figura 5-I


Figura 6-I


Figura 7-I


Figura 8-I


En la carrera ascendente el peso del fluido actúa sobre la válvula viajera y en consecuencia sobre las varillas; y en la descendente el peso del fluido actúa sobre la válvula de pie. Como la bomba está asentada en el tubing, la carga del fluido se transmite al mismo. Por lo tanto, en la carrera ascendente las varillas se alargan (deformación elástica) y vuelven a su longitud inicial en la descendente. El tubing se alarga en la carrera descendente y vuelve a su longitud inicial en la ascendente. Dichos movimientos pueden ocasionar desgastes en el casing, cuplas del tubing y de las varillas. Como veremos más adelante, para evitar el movimiento del tubing y los desgastes mencionados se sujeta este al casing con un ancla de tensión. 3. TIPOS DE BOMBAS. Las bombas de profundidad cuya descripción se efectúa en las

páginas siguientes pueden ser del tipo insertable o de tubing (Fig. 4-I). La diferencia básica entre ambas es que las primeras se instalan en el interior del tubing y se bajan al pozo con las varillas, fijándolas a la tubería en un niple asiento al efecto. Las bombas de tubing se conectan a la tubería de producción y se bajan al pozo formando una parte integral de la columna, luego, se bajarán las varillas de bombeo con el pistón. Según la clasificación A.P.I. (American Petroleum Institute), se muestran las bombas más utilizadas en nuestra operación, según Figuras 5 -I y 6 -I (insertables), Figura7-I (insertables doble asiento) y Figura 8-I (bomba tubing). En la tabla de la página se indica la designación A.P.I. de las bombas standard de pistón metálico utilizadas en nuestra operación. Ejemplos: -Bomba insertable 25-200 - RWBC 24-5: bomba para ser utilizada en tubing de 2-7/8", diámetro pistón 2", tipo insertable, de pared fina, asiento inferior tipo de copas, con longitud de barril de 24' y longitud de pistón 5' sin extensiones (2-1/2 x 2 x 24 BHD) -Bomba de tubing 30-275 - THBM 20-5: bomba para ser utilizada en tubing de 3 -1/2", diámetro de pistón 2-3/4", tipo tubing pump de pared gruesa, asiento inferior tipo mecánico, con longitud de barril de 20' y longitud de pistón 5' sin extensiones. (3-1/2 X 2-3/4 X 20 tubing pump)

Las más utilizadas son las del tipo insertable. Las bombas de tubing se usan en

aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable para el mismo diámetro de tubing.


DESIGNACION API Bombas de Profundidad Standard de Pistón Metálico

DESIGNACION Tipo de Bomba Barril de

pared gruesa Barril

con liner Barril de

pared fina Bombas insertables: Barril fijo asiento superior RHA RLA RWA Barril fijo asiento inferior RHB RLB RWB Barril móvil asiento inferior RHT RLT RWT

Bomba de tubing TH TL -

xx xxx x x x x x x x Longitud de extensiones del barril (pies) Longitud de pistón (pies)

Longitud de barril (pies)

Tipo de Asiento: C : asiento de copas M : asiento mecánico Ubicación asiento:

A : asiento superior B : asiento inferior T : asiento inferior barril móvil Tipo de barril: H : pared gruesa L : con liner W: pared fina Tipo de bomba: R : insertable T : tubing pump Diámetro de pistón:

125 1-1/4" 150 1-1/2" 175 1-3/4" 200 2" 225 2-1/4" 275 2-3/4" Diámetro de tubing: 20 2-3/8" OD 25 2-7/8" OD 30 3-1/2" OD


4- DESIGNACIÓN DE LAS BOMBAS EN NUESTRA OPERACIÓN. En la designación de las bombas deberá especificarse :

a. Tipo de bomba.

b. Diámetro del pistón.

Los diámetros que utilizamos para bombas insertables son:

en tubing de 2-7/8": pistones de 1-1/2", 1-3/4" y 2"; en tubing de 3-1/2": pistón de 2-1/2"

para bombas de tubing los pistones de uso común son: en tubing de 2-7/8": pistón de 2-1/4"; en tubing de 3-1/2": pistón de 2-3/4"

c. Longitud del pistón.

Depende de la profundidad de la bomba, normalmente se aplica el criterio de adoptar la longitud del pistón de 1' cada 1000' de profundidad. En nuestra operación la longitud standard del pistón es 5'.

d. Longitud del barril.

Las que utilizamos son de 16' y 24', los de 16' se utilizan para A.I.B. de carreras de hasta 86".

e. Espesor de pared del barril.

En bombas insertables usamos barriles de pared gruesa con diámetros de pistón 1-3/4", 1-1/2" y 2" (en pozos profundos, las de 2” de pared gruesa no pueden ser instaladas con doble asiento). En bombas de tubing utilizamos barriles de pared gruesa únicamente.

f. Tipos de asientos.

BHD : asiento de copas inferior MHD : asiento mecánico inferior THD : asiento de copas superior (no lo utilizamos en nuestra operación. MHD-THD : doble asiento, mecánico inferior y de copas superior.


g. Luz entre pistón y barril.

Expresado en milésimas de pulgada, por ejemplo, una luz de 0.007" se indica (-7). La luz del pistón se suma al desgaste del barril si lo hubiera. Luces utilizadas entre 0.004" y 0.006". Ejemplos:

Bomba insertable para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal

(diámetro interior 2 -1/2"), con pistón de 2", largo de barril 24', luz de pistón 0.006", longitud de pistón 5' y asiento de copas inferior.

Bomba insertable 2-1/2" x 2" x 24', (-6), BHD API 25-200-RWBC-24-5

Bomba de tubing para ser utilizada en tubing de 2-7/8" de diámetro nominal

(diámetro interior 2-1/2"), con pistón de 2-1/4" largo de barril 24', luz de pistón 0.004" y luz de barril 0.002", longitud de pistón 5', válvula de pie con asiento mecánico inferior.

Bomba de tubing 2-7/8" x 2-1/4" x 24', (-6), MHD API 25-225-THM-24-5

Nota: como puede verse en los ejemplos, el espesor de pared, barril de pared gruesa o fina normalmente no se indica, dado que en nuestra operación están estandarizados de acuerdo al tipo de bomba y su diámetro (punto e). Respecto del largo del pistón, solamente se indica si la longitud del mismo difiere de la medida estándar de 5' (punto c).


BOMBAS INSERTABLES. Las bombas de tipo insertable se bajan y sacan del pozo con las varillas, y se las fija al tubing en un niple asiento que se baja previamente con éstos. Un esquema de una bomba insertable tipo puede verse en la Fig. 4-I con los nombres de las principales partes componentes. Una bomba con asiento de copas en la parte superior de la bomba y asiento mecánico en la parte inferior se denomina MHD-THD (doble asiento). Existen dos tipos de asientos para bombas: común y mecánico; ambos tipos con el niple de asiento correspondiente (que va enroscado en el tubing) (Fig. 9-I y Fig. 10-I). Asiento común: Tiene copas, espaciadas con anillos de acero en el mandril. Este conjunto se puede colocar en la parte superior de la bomba (top hold-down) o en la parte inferior de la misma (bottom hold-down). Cuando la bomba se baja al pozo el mandril del asiento, que tiene un diámetro mayor que cualquier otra parte de la bomba, se pone en contacto con el niple de asiento que ha sido bajado con la columna de tubing. Este conjunto forma un sello por fricción que mantiene a la bomba firmemente ajustada al tubing.(El material de las copas depende de las necesidades propias del yacimiento y sus características.) Sobre las copas el mandril tiene un anillo tope que impide que la bomba pase a través del asiento. Asiento mecánico: Puede utilizarse solamente como bottom hold-down. Los fabricantes recomiendan este tipo de asiento especialmente para los pozos profundos. Su encastre de tipo positivo hace más difícil que se desasiente mientras esté en operación. Limitaciones del asiento superior (top hold-down). El asiento a copas superior tiene su limitación de acuerdo a la profundidad a la que se inserte la bomba y al nivel de fluido del pozo. Esto es debido a la diferencia de presiones que actúan dentro y fuera del barril por las respectivas columnas de fluido, las que incidirán en mayor grado cuanto más profunda esté la bomba y menor sea el nivel de fluido. Sobre la superficie interior del barril actúa la presión ejercida por la columna de fluido de tubing más la presión de la línea que tiende a deformar el barril. Cuando el nivel de fluido es bajo, la presión sobre la superficie exterior del barril será también baja y el barril tenderá a deformarse aún más. Dicha deformación disminuye el rendimiento de la bomba y puede provocar la rotura del cuerpo del barril o en las conexiones. Nuestra experiencia nos indica que no es conveniente utilizar el asiento top hold-down por debajo de los 1000 m, salvo en los casos especiales de pozos con alto nivel de fluido. Nota: Solamente a las bombas doble asiento de diámetro 2", a las copas se le hacen ranuras, para permitir equilibrar las presiones. A las bombas de diámetros de 1-1/2" y 1-3/4" no se le hacen ranuras.


Figura 9-I


Figura 10-I


CRITERIO DE SELECCION DE BOMBAS INSERTABLES. Los problemas más comunes que presentan los fluidos de nuestros yacimientos para ser bombeados son:

1. Deposición de arena

2. Pozos con gas

3. Petróleo viscoso

4. Incrustaciones varias. 1. DEPOSICIÓN DE ARENA. La arena que suele transportar en suspensión el fluido

origina los siguientes problemas en el bombeo mecánico:

a. Desgaste de válvulas. Cuando una a más partículas de arena quedan atrapadas entre la bola y el asiento de las válvulas, se impide el cierre perfecto y consecuentemente la hermeticidad. Esta situación permitirá que el fluido acompañado por los granos abrasivos, se desplace a alta velocidad y desgaste fácilmente los asientos, formando hendiduras y canaletas. Es aconsejable para tales casos instalar dos válvulas viajeras y dos de pie porque es casi improbable que simultáneamente, pierdan dos válvulas, pero será necesario tener en cuenta que la pérdida de carga o caída de presión que se produzca ante petróleos viscosos no permitirá el buen llenado del barril provocando liberación de gas y el consecuente bloqueo.

b. Acumulación de arena entre barril y tubing atascando la bomba; esto hace

necesario sacar el tubing para poder cambiar la bomba. Normalmente se utiliza con doble asiento, asiento mecánico inferior y a copas el superior. Se adjunta dibujo (Fig. 11-I) de niple tubing para bomba doble asiento (para 16' y 24 pies). En los pozos poco profundos del orden de 1000 m, o en aquellos más profundos con buen nivel de fluido es suficiente el anclaje superior a copas para prevenir el problema.

c. Desgaste del pistón y el barril, produciendo a veces el atascamiento del pistón.

En estos casos se trata de adecuar las características de la bomba a las condiciones particulares del pozo y de acuerdo a los resultados previos obtenidos en pozos similares. Las técnicas que normalmente se aplican en nuestra operación son:

• Instalar filtros, (El tipo Parisi está compuesto por dos elementos principales: una envoltura exterior, perforada de acero, y un filtro interior, unifilar -unidad filtrante-, normalmente de acero inoxidable (Fig.12-I) son del tipo desarmable, para poder limpiarlos y repararlos, en medidas de 2-7/8" y 3 -1/2"),


Figura 11-I


Figura 12-I


• Utilizar válvulas de retención de arena, • Adecuar la luz entre pistón y barril de la bomba, • Utilizar pistones con anillos.

(Hay varios tipos, uno de ellos es el llamado de presión activada del tipo de sello laberinto, donde una porción de la carga de fluido se transfiere, o reparte en cada anillo en la carrera ascendente. La presión hidrostática, expande los anillos y hacen contacto con el barril de la bomba (Fig. 13-I)).

La parte superior de los anillos es cóncava para lograr este efecto. En la carrera descendente, los anillos se contraen y el pistón se desplaza libre sin fricciones, limpiando las pequeñas partículas de arena o suciedad.

Son pistones metalizados, de luces 0.005" (5 milésimas de pulgada) con ranuras donde se alojan los anillos. Se pueden utilizar con 20 ó 40 anillos.

Se recomienda utilizarlos donde los pistones metálicos tienen problemas repetitivos de atascamientos.

• Utilizar piston Lubri-plunger. El Lubri-plunger, tiene la particularidad de contar con solo dos sellos en los

extremos, de composición especial, resistentes a la abrasión y fundamentalmente una importante disminución de diámetro entre ambos, que permite, en un alojamiento estanco, mantener un lubricante que cumplirá la función en las distintas carreras de lubricar el barril y permitir que los extremos sellantes del pistón, se vean favorecidos en su recorrido (Fig.13-1-bis). De esta forma se impide el ingreso de arena / sólidos al espacio anular pistón / barril.

Al no haber escurrimiento entre pistón y barril, podemos considerar que su eficiencia es del 100%.

De las soluciones indicadas la más importante a considerar es el valor de la luz entre pistón y barril. Nuestra experiencia nos indica que dicha luz deberá ser la menor posible a fin de no permitir que los pequeños granos de arena que decanten puedan pasar a través del espacio entre el pistón y el barril, evitándose de esta manera el excesivo desgaste y atascamiento del pistón. El valor de luz que se adopte deberá además asegurar un libre movimiento del pistón.

Cuando sea posible extraer muestras de arena del pozo, o también cuando se recupere arena que ha quedado retenida en la bomba se puede efectuar un ensayo granulométrico para aproximar el valor de la luz entre pistón y barril más adecuada al mismo. En general, para pozos productores de arena, la luz entre pistón y barril no debería superar 0.003", dependiendo ello de las condiciones particulares de cada pozo, viscosidad del petróleo y porcentaje de agua. Para el caso que sea necesario luces más altas deberá consultarse con el Ingeniero de Producción. La decantación de la arena cuyos inconvenientes se citaron en (b) y (c) se agrava cuanto mayor sea el tamaño de las partículas de arena y cuanto menor sea la viscosidad del fluido especialmente si el bombeo se detiene por tiempos prolongados.


Figura 13-I


Utilice los elementos de Protección Personal

Figura 13-bis-I


2. POZOS CON GAS. El gas disminuye el rendimiento de la bomba ya que ocupa un volumen que de no estar presente ocuparía el fluido. En casos extremos el gas ocupa todo el volumen del barril con lo cual la bomba se bloquea y deja de producir. Lo que ocurre es que el gas se comporta como un resorte, en la carrera ascendente se expande y en la descendente se comprime, impidiendo que la válvula viajera (T.V.) se abra para desalojarlo del barril.

En estos casos es necesario asegurar que, durante el bombeo, el espacio que queda entre las válvulas de la bomba al final de la carrera descendente sea el mínimo posible. Para constatarlo, se puede maniobrar el pozo “golpeando y reespaciando la bomba”, tal como se explica en el Capítulo VI.

También es posible disminuir el espacio nocivo entre válvulas, con el armado de la bomba mediante el uso de jaulas de diseños especiales para las bolas de las válvulas, con menor espacio nocivo y tapón hexagonal. De esta manera, la distancia entre asientos (de la válvula fija y viajera) que en una bomba estándar es de 7 ½ ", se reduce a aproximadamente 4”; es decir 3 ½ “ menos (Fig. 14-I).

Actualmente en la sección "Well Service" las bombas se arman de tal forma que al

final de la carrera descendente la separación entre válvulas no supere 4"; en casos particulares se consultará con el Ingeniero de Producción.

A continuación se indican algunas recomendaciones prácticas y la descripción de dispositivos especiales que se aplican para pozos con gas.

a. Utilizar bombas con menor separación entre válvulas (Aproximadamente 3-1/2”

menos que las bombas utilizadas). b. Espaciar adecuadamente la bomba de modo de reducir al mínimo el espacio

nocivo. Esto se efectúa regulando manualmente la posición de la grapa del vástago pulido hasta lograr el efecto deseado.

c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo. De esta forma se logra

mayor tiempo para el llenado de la bomba y por consiguiente mejora el rendimiento.

d. Profundizar la bomba. De manera que quede por debajo de la zona productora

de alta relación gas-petróleo. e. Utilizar bombas con dispositivos especiales:

• Bombas con válvula tipo anillo (ring valve).

• Desbloqueadores mecánicos.

• Separadores de gas (anclas de gas).

• Bombas con menor espacio entre válvulas.


Figura 14-I


Bombas con válvula tipo anillo (ring valve): El dispositivo ring valve (Fig. 15-I) que puede adaptarse a las bombas standard API es utilizado para prevenir el bloqueo por gas y el golpe de fluido. El mismo se instala en la parte superior del barril de las bombas insertables tipo RW y RH. Funcionamiento: en la carrera descendente la válvula tipo anillo permanece cerrada evitando que la columna de fluido actúe sobre la T.V., esto elimina el golpe de fluido, tiende a mantener las varillas traccionadas y previene el bloqueo por gas. En la carrera ascendente la carga de fluido sobre la ring valve la mantiene cerrada hasta que la presión del fluido desplazado por el pistón produce su apertura. Esta compresión evita el bloqueo de la bomba en la carrera ascendente. Por las condiciones de trabajo indicadas la bomba con dispositivo ring valve es también aplicable en pozos con petróleo viscoso. Desbloqueadores mecánicos: estos dispositivos, instalados sobre la jaula de la válvula de pié (SV),permiten mecánicamente, con un vástago solidario a dicha jaula, en la carrera descendente del pistón, forzar la apertura de la válvula viajera (TV) y de esta forma liberar el gas entrampado en la cámara de la bomba. Con estos dispositivos, la necesidad de golpear y reespaciar el pozo como práctica habitual de la operación se descarta y prolonga en forma importante la vida de la bomba y mantiene un mejor porcentaje de eficiencia de la producción del pozo. Válvulas Petrovalve-plus: las características de estas válvulas, permiten en todas sus aperturas y cierres mantener la eficiencia, el guiado de su obturador a través de vástagos inferiores y superiores hace que esto se cumpla. La importante reducción de perdida de carga a través de ellas hace también que la presión de carga de la bomba se transmita de esta forma con mas eficiencia al sistema de producción. La calidad de su material hace que sean compatibles con medios de fluidos de alta salinidad y con presencia de gas corrosivo (H2S-CO2)

Válvula Petrovalve


Dispositivo Ring Valve

Figura 15-I


Separadores de gas. Llamados también "anclas de gas" son utilizados en nuestra operación en aquellos pozos que debido a su alta relación gas-petróleo, no se logran buenos resultados con las técnicas y dispositivos descriptos.

Cuando el pozo tiene suficiente profundidad a continuación de los punzados, puede utilizarse un separador de g as denominado "ancla natural" en el cual la succión de la bomba se ubica por debajo de las zonas productivas [Fig. 16-I (a)]. El tubo de succión lo constituye un tramo de tubing con perforaciones o ranuras que va instalado a continuación de la bomba. Este tipo de ancla permite la mejor separación gas-líquido ya que el gas producido estará por encima de la bomba y la sección de pasaje del fluido es la máxima posible que pueda lograrse con cualquier otro tipo de ancla de gas. Para un mejor resultado es recomendable, cuando sea posible, que la succión de la bomba se ubique a 4.5 m debajo del punzado productivo más profundo, como mínimo. Otro diseño de separador de gas utilizado en nuestra operación se indica en la Fig. 16-I (b). En éste la instalación se completa con un packer que se ubica por encima de las zonas productoras a fin de que pueda liberarse el gas. El fluido llega a la bomba a través de un conducto con entrada en la parte inferior y el gas asciende por el espacio anular. Su utilidad está condicionada a la ubicación de las zonas productivas y al nivel de fluido por lo que deberá seleccionarse muy bien los pozos en los que se instalará.

Los proveedores de equipamiento de producción, orientados al Bombeo Mecánico, permanentemente están haciendo experiencia sobre nuevos diseños y algunos de ellos están aquí recomendados para ensayar.(Fig 16-I-(c ))

Figura 16-I


3. PETRÓLEO VISCOSO. El petróleo viscoso ofrece gran resistencia al deslizamiento del pistón y a su desplazamiento a través de la cañería de producción, provocando sobrecargas en los componentes del sistema de bombeo.

En nuestra operación se aplican distintas técnicas para su extracción:

a. Utilizar pistones de menor longitud (2' a 3'). b. Utilizar jaulas con mayor pasaje de fluido. c. Aumentar la carrera y disminuir la velocidad de bombeo (G.P.M). d. Utilizar bombas con mayor luz entre pistón y barril. e. En el caso de fluidos con porcentajes de agua mayores del 20%, la inyección de

desemulsionantes por casing.

f. Producir por casing: Esta técnica se utiliza para petróleos del orden de 10° a 16° API para reducir el alto rango de cargas a que estaría sometido el sistema con el bombeo tradicional. La instalación según se indica en la Fig. 17-I, consiste en la ubicación de un packer sobre los punzados y un tubing perforado sobre el packer. El fluido producido pasa por el caño perforado y de éste a la superficie a través del espacio anular casing-tubing. La cañería de producción se llena normalmente con gasoil o kerosene para reducir la fricción en el movimiento de las varillas y de esta forma permitir aumentar los G.P.M. con el consiguiente incremento de producción.

Figura 17-I

Producción de Petroleo Viscoso por Casing


4. INCRUSTACIONES: En algunos pozos de nuestra operación se han observado incrustaciones de algún tipo, en distintas partes de la bomba. Normalmente se acumula en las paredes del barril hasta que por su espesor origina el atascamiento del pistón. Sobre los asientos de las válvulas, en especial la de pie, tiene el mismo efecto que los granos de arena.

En casos de alta concentración se producen obturaciones parciales de bar-collar, jaula de válvula de pie y filtros. La precipitación de los carbonatos y la incrustación resultante se produce en este caso, por la caída de presión que experimenta el fluido a través de la bomba, por lo que se aplican las mismas recomendaciones prácticas indicadas para el bombeo de pozos con gas.

Otras medidas que se aplican para disminuir las intervenciones de los pozos afectados son:

• Utilizar válvulas de pie standard de mayor medida. • Bombas con mayores luces (con pistones de mayor longitud para disminuir

las pérdidas por escurrimiento). • Válvulas de carburo de tungsteno. • Eliminar los filtros. • Inyectar inhibidor de incrustaciones. • Uso de pistones con anillos.

BOMBAS DE TUBING Las bombas de tubing (Fig. 4-I) son utilizadas para la extracción de mayores volúmenes de fluido. En nuestra operación se las usa en aquellos pozos cuya producción potencial supera la capacidad de una bomba insertable, para el mismo diámetro de tubing. Las bombas de uso común son las de pistón de 2 -1/4" utilizadas en tubing de 2 -7/8" y las de 2-3/4" usadas en tubing de 2 -7/8" y 3 -1/2" En este tipo de bombas, el barril con el niple asiento y la válvula de pie instalada se bajan con los tubing y el pistón con las varillas de bombeo. En el caso de tener que recuperarse la válvula de pie y/o el pistón puede efectuarse esta operación sin retirar la cañería de producción. Esto es para bombas de 2 -1/4" en tubing de 2 -7/8" o bombas de 2-3/4" en tubing de 3-1/2", donde para recuperar la válvula de pie se giran las varillas con el pistón solidario hacia la derecha, y se enrosca el pescador en la válvula de pie, recuperando el conjunto pistón-válvula.


Las bombas de tubing no son recomendables para trabajar en pozos con alta relación gas-petróleo pues tienen un espacio nocivo grande y se corre el riesgo de bloqueo por tal motivo. Otra desventaja de este tipo de bomba es que en el supuesto caso de bloquearse no se puede golpear, ya que de hacerlo podría dañarse el pescador o la conexión de la válvula de pie que son las partes que se pondrán en contacto en dicha maniobra. En el caso de utilizarse bombas de 2-3/4" en tubing de 2 -7/8" o cuando se utiliza packer de 5-1/2", dicha operación no se puede realizar por la correspondencia de diámetros entre pistón de bomba, tubing y packer. En estos casos se baja la bomba completa con los tubing y se efectúa el acople de las varillas a la bomba con el dispositivo de acople "on and off". Este dispositivo se utiliza para facilitar la conexión y desconexión entre las varillas y el vástago de la bomba, sean estas de tubing o insertables (Fig. 18-I). En nuestra operación se lo emplea normalmente para los siguientes casos: - Pozos con packer de 5 -1/2" y bomba debajo del mismo. - En bombas con diámetro de pistón mayor que el tubing (bomba con pistón 2-3/4" en tubing de 2-7/8").


Instalación y maniobra de acople Sobre el vástago de la bomba se coloca un trozo en el cual se enrosca el mandril que es solidario al resorte y al buje de acople. El conjunto se lo baja al pozo con el tubing y la camisa se la baja con las varillas. Al llegar a la profundidad de asentamiento se bajan lentamente las varillas y cuando los dos elementos están en contacto se asientan descargando un peso de aproximadamente 2.000 lbs, se gira a la izquierda para vincular las partes y a continuación se verifica dicho acople. Para desacoplar se descarga nuevamente un peso de 2.000 lbs y se gira a la derecha con lo que el dispositivo quedará libre. En nuestra operación disponemos solamente de un dispositivo de acople "on and off" utilizado únicamente con bombas Tubing Pump 2 3/4" y encastre en tubing de 2 7/8", con conexión para varillas de 1". CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LA BOMBA La forma de transportar y utilizar las bombas de profundidad está indicada en el Manual de Procedimientos. Aquí nos limitaremos a transcribir las principales : 1. TRANSPORTE

a. En el transporte de bombas de profundidad deberán tomarse todos los cuidados y

precauciones necesarios para que las mismas no se dañen. Deben estar protegidas contra la oxidación y sus extremos tapados para evitar la entrada de cualquier cuerpo extraño.

b. No deberá permitirse que las bombas estén sueltas o rueden sobre el camión que

las transporta, ni tampoco deberán asegurarse con cadenas o zunchos. Deben estar bien sujetas y atadas con una faja blanda a efectos de prevenir daños.

c. La bomba deberá ser transportada como se indica :

- en camión, cureña o carrito de bombas, con el vástago hacia adelante.

2. EN EL POZO

a. La bomba debe ser colocada en un lugar plano sobre cuatro tacos de madera. b. Debe usarse un trozo de maniobra (pony rod) en la parte superior de la bomba para

toda clase de maniobras. La llave de sostén debe ser colocada en la parte superior del conector (rod coupling) del vástago de la bomba y no en el cuerpo del mismo.

c. La bomba no debe ser levantada o bajada con el vástago fuera del barril. Se debe

sujetar el vástago dentro del barril hasta que la bomba esté en posición vertical utilizando las grapas al efecto que tienen los equipos de pulling.

d. Cuando la bomba se acerca al niple de asiento, debe ser bajada lentamente a fin

de no insertarla en el mismo en forma brusca y asentarla con aproximadamente


3.000 lbs. de peso. Una vez que esté asentada es recomendable bombear unas pocas veces para asegurarse que está asentada y que tiene recorrido completo del pistón.

e. Espaciar el pistón lo más bajo posible, dejando suficiente espacio que permita el

estiramiento de las varillas para evitar que el rod coupling golpee contra el rod guide.

REPARACION Y ARMADO DE BOMBAS DE PROFUNDIDAD Las mismas se realizan en un taller provisto de todas las herramientas adecuadas con operarios especializados. Después de su armado y/o reparación se hace un informe de bombas (ver página siguiente) realizado en la computadora (Base de Datos). Este es un informe similar al A.P.I. adaptado a nuestras operaciones y tipos de bombas utilizadas. Se obtiene de él la siguiente información:

a. Tipos de fallas en las bombas

b. Duración de las bombas

c. Fallas por áreas o distritos

d. Tipo de repuestos y cantidades utilizadas

e. Materiales extraños encontrados

f. Datos por pozos, o por números de bombas

• “Cero” Accidentes

• “Cero” Contaminación Ambiental


COLUMNA DE BOMBEO La columna de bombeo está constituida por las varillas de bombeo, los trozos de maniobra y el vástago pulido. En esta sección indicaremos las especificaciones generales de las normas API 11-B y 11-D, según las cuales se construyen dichos elementos, y diversos aspectos referentes al uso de estos en nuestra operación. 1. VARILLAS Y TROZOS.

a. Materiales. Las varillas de bombeo (sucker rod) y trozos de maniobra (pony rod)

se fabrican en los grados K, C y D, y deben responder a las especificaciones indicadas en la Tabla I-I.

Tabla I-I

PROPIEDADES QUIMICAS Y MECANICAS

Composición Resistencia a la rotura tracción

Grado Química Mínimo (psi)

Máximo (psi)

K Acero AISI 46 XX 85000 115000

C Acero AISI 1035 90000 115000

D Acero al carbono o

aleado 115000 140000

UHS-NR Acero 4142

140000 150000

NORRIS-97 Acero 4142

140000 150000

En nuestras operaciones utilizamos varillas y trozos de grado D con punto de fluencia de 100000 psi provistas por diferentes fabricantes: Norris, Metalmecánica. Y alta resistencia de los mismos proveedores.(UHS y N-97)

b. Dimensiones generales y peso. En la Tabla II-I se indican las dimensiones

generales y tolerancias de las varillas y trozos de maniobra que utilizamos en nuestra operación; y en la Tabla III-I el peso de las varillas (para 25' y 30' longitud). Las longitudes de las varillas y trozos se miden del espejo del pin al espejo del extremo de la cupla.

Debemos tener en cuenta que en estas tablas están ya incorporadas las varillas de 7/8” con los pines correspondientes a las de 1”.


DIMENSIONES GENERALES Y TOLERANCIA

Tabla II-I (Figura 19-I)

Diámetro

varilla

Diámetro Nominal

pin

Df +0.005 -0.010

Ws +1 -32

Wt

Du

Long. varilla ± 2"

Long. trozos ± 2"

3/4"

1-1/16"

1.500"

1"

1-1/4"

< Df

25'

2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

7/8”

1-3/8”

2.000”

15/16”

1-1/2”

< Df

25´

2´-4´ 6´- 8´

10´- 12´

7/8"

1-3/16"

1.625"

1"

1-1/4"

< Df

25'

2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

1"

1-3/8"

2.000"

15/16"

1-1/2"

< Df

25'

2' - 4' 6' - 8'

10' - 12'

Tabla III-I

DIAMETRO Y PESO DE VARILLAS

25' longitud 30' longitud

Diámetro Peso con cupla Diámetro Peso con cupla

Pulgadas mm Libras Kg Pulgadas mm Libras Kg

3/4 19.1 40.75 18.48 3/4 19.1 48.17 21.82

7/8 22.2 54.00 24.49 7/8 22.2 65.01 29.45

1 25.4 72.00 32.65 1 25.4 85.63 38.79

c. Cuplas y protección de rosca. Salvo que se indique lo contrario, todas las varillas

de bombeo serán suministradas con una cupla ensamblada en uno de los extremos. Las roscas expuestas (pin y cuplas) serán provistas con guardarroscas.


2. CUPLAS Y REDUCCIONES

a. Tipos. Las cuplas y reducciones pueden ser del tipo "fullsize" (mayor diámetro) o "slimhole" (menor diámetro). En nuestra operación utilizamos las cuplas "fullsize" de diámetros 3/4" y 7/8" y las "slimhole" de diámetro 1" en tubing de 2 -7/8". También pueden ser lisas exteriormente o con rebaje para llave; en nuestra operación utilizamos las primeras.

b. Clase. Se refiere a la especificación de los materiales, las cuplas y reducciones

que usamos son clase T, UHS y N-97, con dureza Rockwell "C" según se indica: Clase Dureza Rockwell "C"

T Mínimo 23 - Máximo 26 UHS Mínimo 30 - Máximo 34 N-97 Mínimo 56 - Máximo 62

c. Dimensiones. Las dimensiones de las cuplas y reducciones "fullsize'' y "slimhole" serán de acuerdo a lo indicado en las tablas IV-I y V-I.

Tabla IV-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES TIPO FULL SIZE

Diámetro varilla

Diámetro exterior

(W)

Longitud mínima

(NL)

Para utilizar en tubing

OD mínimo

3/4" 1-5/8" 4" 2-3/8"

7/8" 1-13/16" 4" 2-7/8"

1" 2-3/16" 4" 3-1/2"

Tabla V-I(Figura 19-I) - CUPLAS Y REDUCCIONES SLIMHOLE

Diámetro

varilla Diámetro exterior

(W)

Longitud mínima

(NL)

Para utilizar en tubing

OD mínimo

3/4" 1-1/2" 4" 2-1/16"

7/8" 1-5/8" 4" 2-3/8"

1" 2" 4" 2-7/8"


d. Tratamiento anti-engranamiento. Todas las cuplas y reducciones deberán tener un tratamiento metálico de recubrimiento de fosfato u otro equivalente como tratamiento anti-engranamiento.

3. VÁSTAGO PULIDO

a- Dimensiones generales. A continuación se indican las dimensiones de los vástagos que utilizamos en nuestra operación:

Diámetro exterior

(Pulgadas)

Longitud

(Pie)

Diámetro nominal del pin

(Pulgadas)

1-1/4" 16 - 22 1-3/16"

1-1/2" 16 - 22 1-3/8"

b. Material. Los vástagos que utilizamos son construidos de acero al carbono

SAE 1045 con límite de fluencia mínimo de 80000 psi. Para fluidos corrosivos se utilizan vástagos de las mismas características pero metalizados (Tuffr - Dureza "Rc" 60).

c. Medidas Vástagos Tuffr.

1-1/2 x 26' (22' Metalizado)

1-1/2 x 22' (19' Metalizado)

1-1/2 x 16' (13' Metalizado)


Figura 19-I


CONTROL DE CALIDAD DE VARILLAS, TROZOS Y CUPLAS NUEVAS 1. VARILLAS

a. Pin. No deberá tener filetes con flancos desparejos o partes faltantes de material o fisuras del material provocados por el forjado. La longitud de la rosca será de acuerdo a lo que se indica:

Diámetro varillas (Pulgadas)

Longitud pin (mm)

Longitud rosca (mm)

3/4 36.5 21.4

7/8" 41.3 24.2

1" 47.6 31.8

b. Espejos. No deberán tener material arrancado ni presentar golpes o marcas de

maquinado.

c. Cuerpo. No deberán presentar marcas profundas ni superposición de material proveniente del laminado de la barra y deberán conservar la sección circular en toda su longitud.

Las varillas deberán estar razonablemente derechas, para ello se las hará girar

sobre cinco puntos de apoyo y cualquier desviación superior a 1/8" en un giro completo será motivo de rechazo.

d. Recalques. No deberán tener superposición de material ni marcas de forjado

profundas. 2. CUPLAS.

a. Espejos. Deberán ser planos sin marcas de material arrancado, engranes, golpes o señales de maquinado defectuoso.

b. Roscas. Los flancos de los filetes deberán ser lisos sin marcas de arrastre de

material o filetes de poca altura. c. Desalineación: Para controlar la desalineación entre los ejes de simetría de la

rosca de la cupla o reducción con el de la varilla, se procederá como sigue :

• Desalineación paralela. Se deberá medir con un calibre el espesor de pared del cuerpo de la cupla, para ello se tomarán dos puntos opuestos de medición que pertenezcan a un mismo diámetro. No se


admitirá una diferencia entre ambas medidas mayor que 0.5 mm. (0.020") (Fig. 20-I).

• Desalineación angular. Se utilizará el calibre patrón preparado al efecto, enroscándole la cupla a mano hasta hacer tope los espejos. La desalineación angular se controla midiendo con una sonda de espesores el contacto entre espejos según se indica en la Fig. 20-I.

Figura 20-I


CONEXIÓN Y MANIPULEO DE LAS VARILLAS - FALLAS COMUNES. 1. CONEXIÓN DE LAS VARILLAS. Al efectuar las conexiones de las varillas se requiere que cada unión sea ajustada con un determinado torque que asegure una adecuada pretensión del pin. Esto evitará que se produzca la separación entre los espejos del pin y de la cupla durante el ciclo de bombeo, eliminándose la posibilidad de roturas de pin por dicha causa. Debido a las altas cargas a que las varillas del grado D están sometidas, se tienden a separar los espejos de los pines de las cuplas. Por este motivo, los valores de torque adoptados son más altos que los recomendados por la Norma A.P.I. RP11BR (Sección 5). Se calibra la llave hidráulica solamente con los valores de desplazamiento circunferencial indicados en la plantilla de control correspondiente al fabricante, (para varillas de 3/4", 7/8" y 1" de diámetro) que corresponden a 45.000 PSI, 60.000 PSI, o 78.000 PSI, de pretensión (Fig. 21-I) de acuerdo al yacimiento y calidad de la varilla utilizada. Dicho desplazamiento

Figura 21-I


precargará al pin y generará una fuerza de fricción entre las superficies de los espejos. En la Tabla VI-I se indican los respectivos valores de desplazamientos recomendados para los distintos diámetros de varillas.

Tabla VI-I

CONEXION DE LAS VARILLAS

VALORES DE DESPLAZAMIENTO CIRCUNFERENCIAL. 45000 / 60000 / 78000 PSI.

Diámetro varilla

Varilla nueva (grado D)

Varilla nueva UHS N97

Varilla en uso

(grado D)

Varilla en uso UHS N97

3/4" 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm 7.9 mm. 9.5mm 11.5mm

7/8" 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm 9.9 mm. 12.0mm 15.0mm

1" 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm 13.1 mm. 15.5mm 19.0mm

La operación de conexión de las varillas se efectúa de la siguiente forma:

a. Varillas en uso. Se lubrica la rosca (pin) con una pequeña cantidad de grasa

especial y se enrosca manualmente la varilla hasta que hagan tope los espejos del pin y de la cupla. En esa posición se marca con tiza, en forma vertical, abarcando el extremo de la cupla y el diámetro exterior del pin.

A continuación se la afloja y ajusta nuevamente a mano para verificar la línea de referencia y luego se la ajusta al valor del desplazamiento requerido con la llave hidráulica. Se mide el valor del desplazamiento con la plantilla correspondiente, y en caso de no coincidir el valor, se regula la llave y se repite la operación hasta lograr el desplazamiento correcto. En nuestra operación se repite el control del torque en la quinta o décima varilla para asegurar que la calibración de la llave se mantenga constante y luego se repite cada veinte conexiones.

b- Varillas nuevas. La operación se realiza en la misma forma que para varillas en

uso pero efectuando dos veces la operación de ajuste con la llave hidráulica y desenrosque (doble torque). Finalmente se controla el desplazamiento requerido.

c- Cuplas reducciones. En ambos casos (usadas y nuevas): las mismas deberán ser

ajustadas con el desplazamiento circunferencial, dado por la plantilla correspondiente al fabricante, para cada diámetro y en forma manual INDEFECTIBLEMENTE.


2. CUIDADOS EN EL MANIPULEO DE LAS VARILLAS

a. En la carga y descarga. El movimiento de los cajones de varillas deberá efectuarse utilizando una viga de carga o soportes adecuados que permitan tomarlos de los extremos, nunca efectúe esta maniobra tomando el cajón de su punto medio.

Si las varillas se transportan sin embalaje en distancias cortas, las mismas

deberán apoyarse sobre cuatro cuñas de madera como mínimo y distribuidas simétricamente en su largo. Los apoyos extremos se ubicarán próximos al final de las varillas y cada tanda horizontal debe estar separada por espaciadores de madera. Se evitará colocar elementos metálicos que puedan golpear sobre las varillas y se sujetarán al transporte son sogas blandas.

Las roscas de las varillas nuevas o usadas en depósito deben estar limpias, lubricadas con aceite SAE 40 e inhibidor de corrosión (50%) y cubiertas con protectores en buen estado. Cuando se descarguen varillas sueltas en el depósito o en el pozo se las colocará sobre caballetes de madera (o metálicos debidamente recubiertos) y separadas las tandas horizontales de la misma forma que lo indicado para el transporte.

b. En operación de pulling. Las varillas deben manipularse con cuidado para evitar

cualquier golpe que pueda dañarlas.

Los pines y las cuplas deberán limpiarse perfectamente tanto en la parte roscada como en el espejo; toda cupla o pin con rosca en mal estado o con los espejos dañados deberá ser descartada.

Antes de enroscar las varillas para ser bajadas al pozo, debe lubricarse el pin con una pequeña cantidad de grasa especial.

El torque debe ser controlado en la forma ya indicada y la llave hidráulica deberá calibrarse nuevamente cuando en la sarta se cambie el diámetro de la varilla. Es importante previo a la calibración de la llave, hacer circular el sistema hidráulico de la misma para que el fluido alcance la temperatura normal de funcionamiento.

Toda varilla que presente cualquier tipo de daño visible, entalladuras, golpes, partes torcidas, etc. deberá descartarse. Cuando en una sarta se produzcan dos pescas de pin consecutivas, se sacará toda sarta desenroscando cada una de las varillas a fin de bajar controlando el ajuste correcto. Si el problema se repite consultar con el Ingeniero de Producción.

Cuando sea necesario aflojar una cupla, la misma debe descartarse a fin de eliminar una posible pesca debido al daño provocado por la llave. En cada intervención del pozo las varillas deberán desenroscarse en una conexión distinta e indicar en el formulario de intervención del pozo (0-27) la forma de operar en la próxima operación, según se indica:


• sacar en doble: significa sacar vástago, trozos y luego las varillas en tiros de dos.

• sacar una varilla y luego en doble.

Esto se efectúa por dos motivos: para identificar en una futura pesca de pin la Compañía que hizo el trabajo en esta conexión, como así también la fecha del trabajo; y para inspeccionar cíclicamente la totalidad de las uniones roscadas y prevenir de esta forma posibles fallas.

3. ROTURA DE VARILLAS Y CUPLAS. Una sarta de varillas correctamente diseñada, observando los cuidados en su manipuleo que hemos indicado, usando torques correctos y bien operada seguramente tendrá un largo, económico y satisfactorio servicio. La vida en servicio dependerá del control de todas las condiciones que contribuyen a fallas prematuras, así como a la determinación temprana de las causas de tales fallas y la corrección del problema. Una rápida identificación de las fallas nos permitirá tomar medidas correctivas para prevenir la repetición de las mismas, reduciendo los tiempos de parada y la pérdida de producción que ello implica. Casi todas las roturas de varillas se deben a fallas por fatiga o por tensión estática. La falla por tensión estática ocurre por la aplicación de una carga que supera la tensión de fluencia del material de la varilla. Dicha carga se concentra en un punto de la sarta y produce la reducción de la sección transversal y la consecuente rotura en ese punto. Este es un tipo poco común de falla y ocurre cuando en una intervención del pozo se tira la sarta con una fuerza excesiva, como por ejemplo para desclavar una bomba. Para trabajar con un cierto margen de seguridad, la fuerza de tracción que se aplique a la sarta nunca deberá ser mayor que el 50 % de la tensión de fluencia del material de la varilla. En el capítulo de intervenciones de pozos se indica una tabla con los valores máximos en libras a aplicar sobre el peso de varillas para desclavar bombas insertables. Todas las otras roturas se producen por fatiga. El término fatiga se refiere a un tipo de falla en la varilla que ocurre con la aplicación de cargas menores que la tensión de fluencia y bajo condiciones de cargas cíclicas que ocurren durante el ciclo de bombeo. La acción de estos esfuerzos repetitivos puede formar en algún punto de la sección transversal de la varilla pequeñas fisuras, en las que se produce una concentración de tensiones. El efecto de repetición de los ciclos de carga hace que dichas fisuras se extiendan en forma progresiva hasta que la sección resistente disminuye y se produce la rotura sin deformación previa (como si fuera un material frágil). Este efecto es mas notorio cuando la varilla presenta alguna falla superficial que produce una concentración de tensiones, la falla progresa gradualmente a través de la barra y en forma perpendicular al eje de la misma. La falla por fatiga se puede identificar claramente en la sección de rotura, por una zona grisácea de grano fino y relativamente pulida (donde se inició la falla) y otra superficie de grano grueso y rugosa de rotura franca.


CAUSAS DE FALLAS. a. Fallas debido a curvaturas. Las varillas son fabricadas con una desalineación del

cuerpo no mayor de 1/8" en 5'; si el cuerpo de la varilla tiene una desalineación mayor que la mencionada, la varilla no deberá utilizarse. Si se produce en la barra una curvatura después que ha sido fabricada se introduce en la misma cambios en su estructura metálica y concentración de tensiones que pueden provocar roturas por fatiga. Dichas curvaturas pueden ocurrir cuando se levanta la varilla de ambos extremos y se deforma debido a su propio peso.

b. Fallas debido a flexión. Estas fallas ocurren por el movimiento de la sarta durante el ciclo de bombeo y son provocados por distintas causas tales como: velocidades de bombeo muy altas, bloqueo de bomba, golpe de fluido y cualquier movimiento de la sarta que no le permita a ésta moverse lo mas verticalmente posible. Tales circunstancias hacen que la sarta flexione y puedan causar fisuras por fatiga que provocan la falla por el mismo motiv o. Generalmente se coloca sobre la bomba un tramo de varillas de mayor diámetro a fin de darle peso para mantener la sarta en tensión y evitar la flexión.

La condición más perjudicial que causa flexión es el choque del émbolo de la bomba contra fluido. Esto ocurre cuando el fluido de la bomba no se llena totalmente en la carrera ascendente. La onda generada debido al golpe viaja a través de la sarta, causando flexión, sobrecargas, fallas en el pin y cuplas y acelera las fisuras por fatiga ocasionadas por daños mecánicos o pitting de corrosión.

La compresión del gas flexiona la sarta produciendo efectos similares al golpe de fluido. En el caso de excesiva velocidad de bombeo la inercia de la sarta hace que sean más notables los efectos de la inversión de carrera, pudiéndose provocar fallas por tal motivo al cabo de un cierto número de ciclos. Este problema se agrava si además el equipo no está bien contrapesado. De allí que debe evitarse en lo posible el bombeo en tales condiciones corrigiendo las causas que lo provocan y tratando de afectar lo menos posible a la producción.

c. Fallas por daños superficiales. Todo daño en la superficie de las varillas y cuplas

provocado por un inadecuado manipuleo de las mismas constituyen puntos de concentración de tensiones que finalmente provocan fallas por fatiga. De manera que toda varilla o cupla que presenten marcas de llave, hendiduras profundas, impactos por golpes, etc. deberán descartarse. En el caso que el elevador de varillas no estuviera en buenas condiciones, deberá reemplazarse a fin de evitar las fallas que se indican a continuación:


• Roturas que se producen en el cuerpo de la varilla, cercanas a la transición entre el cuerpo y el recalque. En este caso la falla puede ser producida por inclinación del elevador, que imparte de esta forma una curvatura en la varilla y crea en ese lugar un punto de concentración de tensiones. Este problema de "elevadores inclinados" (o sea cuando el cuerpo del mismo no está a 90° con respecto al eje de la varilla) ocurre en elevadores desgastados o deteriorados debido a la aplicación de sobrecargas.

• Roturas en el recalque de la varilla debidas a marcas en el mismo que se producen cuando el contorno del asiento del elevador está desgastado y no coincide con la forma de recalque de la varilla. Este contorno suele ser postizo y recambiable, a medida que se deteriora, y está normalmente construido de un material mas blando que el de las varillas.

• Pozos excesivamente desviados, o que se perforaron específicamente de esa manera, generan en el bombeo inconvenientes de desgaste y rotura prematura de las columna de producción. Sin la posibilidad de otras técnicas de extracción, debemos apuntar a optimizar el uso de lo disponible y para ello la centralización de las varillas acompañadas de rotadores de superficie prolongan la vida de la sarta en forma importante.

• Se deberá tener cuidado en la selección de los centralizadores; la rotura de los mismos complica generalmente no solo el proceso del bombeo sino que también obstruyen en forma severa líneas de conducción, válvulas de colectores o manifolds, separadores etc.. Son recomendables aquellos fusionados a las varillas (de fábrica, o con procesos similares) y no los independientes que se fijan mecánicamente o por fricción a la varilla.

• Con respecto a los rotadores de superficie, hay en plaza dos proveedores líderes y ambos dan buenos resultados. HUBER y TULSA .


d. Fallas en las conexiones. El número de fallas en las conexiones se dividen casi igualmente entre la cupla y el pin. Las roturas de pin y cupla, salvo raras ocasiones, son siempre el resultado de un torque incorrecto o falta de limpieza en las roscas. Si la unión tiene poco torque, el espejo del pin y de la cupla se separan en operación provocando roturas de pin o de cupla por fatiga. La fisura que se produce en el pin suele ubicarse en la raíz del primer filete de rosca a continuación del undercut. En la cupla se inicia, por lo general, en la raíz del filete coincidente con el último filete del pin y progresa hacia el exterior.

Si la unión está pasada de torque el pin estará muy pretensado y cuando deba soportar el peso de las varillas más el fluido podrá excederse la resistencia del mismo y fallar. Es muy importante entonces respetar los valores de torque y verificarlo con el calibre de control.

VARILLA DE 7/8” CON PIN DE 1” La rotura de pines de 7/8”, en las sartas de varillas, es un problema que las estadísticas de fallas ponen de manifiesto. Y como una constante en todo tipo de yacimientos. El reflejo mas crítico esta dado por pozos producidos en medias de 1.600/1800 mts.y caudales promedio de 70 m3/día. Y este efecto se repite por igual en varillas grado D como en Alta Resistencia. Lo que se buscó fue robustecer el área resistente en la zona del desahogo de rosca, que es la zona donde se producen las fallas por fatiga en los pines (ultimo filete enganchado). En la siguiente tabla se muestran las relaciones existentes entre secciones para cada diámetro de varilla.

DIÁMETRO CUERPO PIN RELACIÓN

5/8” 197.83 mm2 316.20 mm2 1.60

¾” 284.88 mm2 423.98 mm2 1.49 7/8” 387.75 mm2 547.94 mm2 1.41 1” 506.45 mm2 762.68 mm2 1.50


En la varilla estándar de 7/8” la relación de área no se mantenía haciendo la zona de pin mas débil y por ende un punto de falla mas concentrado dentro de la sarta. Con el engrosamiento de este pin, y mejorando dicha relación se logró que ese punto débil de la sarta desapareciera, o por lo menos así lo demuestran los seguimientos que se están realizando en los yacimientos donde estas varillas se ensayan.

TUBERÍA DE PRODUCCIÓN (TUBING). Como ya se indicó, la tubería de producción se utiliza para conducir el fluido del pozo hasta la superficie. Por las características de operación este elemento está solicitado por diversos esfuerzos (tracción, presión interna, presión externa) y sujeto a desgastes por rozamiento interior (varillas de bombeo) y exterior contra el casing en las operaciones de pulling, o en bombeo cuando no está anclado. Consecuentemente, su uso ha obligado a desarrollar diferentes tipos de aceros así como también distintos tipos de uniones que han permitido trabajar a mayores profundidades y presiones. Los tubing se fabrican en distintas calidades según su resistencia, en aceros de grado J-55, C-75, N-80, P-105, P-110 y de acuerdo a los requerimientos de las normas API 5A, 5 AC y 5 AX (el grado del acero indica el límite de fluencia mínimo en miles de psi). En nuestra operación utilizamos tubing sin costura con recalque externo (EUE) y rosca redonda de ocho filetes por pulgada (8 RT). Las especificaciones y capacidades correspondientes a los mismos se indican en las tablas VII-I, VIII-I y IX-I.

Tabla VII-I

DIMENSIONES GENERALES DE TUBING

(Dimensiones en pulgadas; peso en libras por pie; área en pulgadas cuadradas)

Diámetro externo

Plg.

Grado

Peso con

cupla

Diámetro interior

Plg.

Espesor Pared

Plg.

Area transversal

Plg2.

Diámetro externo

cupla

2-3/8" J-55 4.7 1.995 0.190 1.304 3.063

2-7/8" J-55 N-80

6.5 2.44 0.217 1.81 3.668

3-1/2" J-55 9.3 2.992 0.254 2.59 4.5


Tabla VIII-I RESISTENCIA Y TORQUE

Diámetro

(pulg)

Grado Peso

(Lbs/pie)

Límite

fluencia

(psi)

Presión

interna

(psi)

Presión

externa

(psi)

Resist.

junta

(Lbs) *

Torque

(LbsXpie)

2-7/8 J-55 6.5 55000 7260 5800 99660 1650

2-7/8 N-80 6.5 80000 10520 10570 144960 2300

3-1/2 J-55 9.3 55000 6980 6560 142460 2280

2-3/8 J-55 4.7 55000 7700 7180 71730 1200

* Tirar ≅ 15000 libras menos que los valores indicados.

Tabla IX-I

CAPACIDAD INTERIOR Y ANULAR (Litros/Metro)

TUBING Y CASING

Diámetro: pulgadas Peso: Lbs/pie

Diámetro 2-7/8 3-1/2 5-1/2 5-1/2 5-1/2 7 7 7

Peso 6.5 9.3 14 15.5 17 20 23 26

2-7/8 6.5 3.02 8.54 8.23 7.94 16.93 16.34 15.77

3-1/2 9.3 4.54 14.91 14.32 13.75

5-1/2 14 12.73

5-1/2 15.5 12.42

5-1/2 17 12.12

7 20 20.53

7 23 20.53

7 26 19.96


MANIPULEO Y CONTROL DE TUBING Y CUPLA

Las estibas en la locación deberán hacerse sobre caballetes, tres por tubing o cinco por tiro doble. No retirar los protectores de las roscas hasta el momento de ser utilizados. Las roscas y cuplas deben limpiarse con gasoil o kerosene y lubricarse en el momento de enroscar, con grasa grafitada. Toda vez que se bajen tubing deberá correrse un calibre para su inspección, descartando aquellos por donde no pase este calibre. Controlar las uniones; las cuplas golpeadas o gastadas al igual que el tubing o cuplas con roscas deterioradas deberán reemplazarse. Asegurarse que las cuplas sean del mismo grado de acero que el tubing. Durante la maniobra debe evitarse la introducción de materias extrañas dentro de los tubing; y en lo que respecta a la parte exterior deberá evitarse pisar sobre los mismos o apoyar herramientas y elevadores. Al iniciar el enrosque hacerlo a mano para evitar el "cruce" de filetes, aplicar los torques en forma correcta y observar que penetren todos los filetes. Cuando se mueven tubing de pozo a estiba o viceversa, colocarle el guardarrosca para evitar que se deterioren al deslizar sobre la estiba. ANCLAJE DEL TUBING. Durante el ciclo de bombeo, la carga de fluido, al actuar alternativamente sobre el tubing (carrera descendente - TV abierta) y sobre las varillas (carrera ascendente - TV cerrada), provoca estiramientos y acortamientos cíclicos de la tubería. Este movimiento puede causar desgastes de las cuplas por rozamiento con el casing y disminuir la carrera efectiva del pistón que se traduce en pérdida de rendimiento de la bomba. Para evitar dichos inconvenientes se vincula el tubing al casing mediante un "ancla" que permite mantener traccionada la tubería de producción. Tenemos dos tipos de anclas catcher: Baker y San Eloy, ambas fijan y libran en igual forma. 1. DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN DEL ANCLA

En la Fig. 22-I se indican las partes componentes del ancla tipo catcher de Baker modelo B3, utilizada en nuestra operación, y también San Eloy (Fig. 23-I). Las cuñas que ajustan contra las paredes del casing tienen entalladuras en dos direcciones para evitar ambos movimientos verticales, en caso de rotura del tubing las cuñas impiden el desplazamiento del resto de la tubería hacia el fondo del pozo facilitando de esta manera las operaciones de pesca. Para operar el ancla se la baja al pozo de tal forma que los extremos libres de los flejes centralizadores queden hacia abajo. Estos centralizadores que tienen por objeto no permitir girar el cono en las operaciones de fijar y librar el ancla, están vinculados en su extremo superior.


a. Fijación. Una vez que el ancla está en la profundidad deseada, se gira la tubería de 5 a 8

vueltas a la izquierda hasta que las cuñas hagan contacto con el casing.

Manteniendo la tubería torsionada se le aplica alternativamente entre 8.000 a 10.000 Lbs. de tensión y peso hasta lograr asentar las cuñas.

Si durante esta operación se llegara a perder la torsión de la tubería se la

continuará girando hasta lograr la torsión necesaria, repitiendo luego la operación.

Una vez fijada el ancla se libra la torsión aplicada, se da todo el peso de tubing suavemente y se tracciona la tubería. El valor de la fuerza a aplicar se determina de acuerdo al procedimiento de cálculo que se indica más adelante.

b. Librado del ancla. Para librar el ancla se aplica peso y se gira la tubería de 5 a 8 vueltas a la derecha, mientras se la mueve alternativamente hasta eliminar por completo el torque. Realizado esto se eleva la cañería evitando todo movimiento hacia la izquierda que pueda desplazar las cuñas.

c. Librado de emergencia. Si en la operación anterior no se logra librar el ancla será necesario circular el pozo y volver a hacer nuevamente la maniobra de librado.

• Seguridad en el Trabajo por

la Observación Preventiva


Figura 22-I


Figura 23-I


Actualmente estamos utilizando anclas cuyos pernos de seguridad le confieren a la misma una resistencia total de corte de 60.000 Lbs. La resistencia al corte de los pernos del ancla se determina mediante ensayos del material y de acuerdo a los valores que se obtienen se colocan en el ancla el número de pernos necesarios para lograr la resistencia total de corte indicada. De manera tal que según sea la condición de operación que se presente, habrá que sumar a los pesos de la tubería, varillas y/o fluido, la resistencia total de corte de los pernos del ancla para estimar las fuerzas necesarias (Fc).

Durante esta maniobra debe tenerse en cuenta que el valor de (Fc) no sobrepase el límite de fluencia del material de la tubería. En nuestra operación se han fijado como valores máximos de (Fc) los que a continuación se indican:

Tubing 2-7/8" J-55 FC = 85000 Libras

2-7/8" N-80 FC = 123000 Libras

3-1/2" J-55 FC = 121000 Libras

2. NORMAS A OBSERVAR.

a. Antes de bajar el ancla, verificar su correcto funcionamiento, calibrarla y nunca

manipular la misma tomándola de los flejes. b. En las operaciones de fijar y librar el ancla utilizar llaves manuales. c. No fijar el ancla en correspondencia con los punzados o sobre tramos de cañería

libre (sin cemento). d. No ajustar las cuplas del ancla ya que las mismas se enroscan con su

correspondiente torque en el taller de reparación. e. El ancla se debe instalar lo más próxima posible a la bomba. Si la instalación es

con bomba insertable el ancla podrá ubicarse por arriba o por debajo de la bomba, tratando de no dejar caños de cola; en el caso de instalaciones con bomba de tubing el ancla debe ubicarse por arriba de la bomba dejando dos caños libres para operaciones de pulling. En todos los casos se consultará con el Ingeniero de Producción quien recomendará el diseño de la instalación.

f. En cada intervención de tubing deberá indicarse en el formulario correspondiente el

valor de la fuerza con que se fijó o libró el ancla y el estiramiento de la tubería.


PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO DE FUERZAS Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS CON ANCLA. 1. FUERZA A APLICAR A LA TUBERÍA AL FIJAR EL ANCLA. Para el cálculo de la fuerza total (Ft) a aplicar a la tubería se debe tener en cuenta además del estiramiento que le produce la carga de fluido, los debidos a la sumergencia de la bomba y a la temperatura del fluido. La sumergencia de la bomba es la diferencia entre la profundidad a la que ésta se encuentra y el nivel de fluido del pozo. Normalmente, mientras el pozo no está en bombeo sube el nivel del fluido (nivel estático), o en el caso de pozos nuevos el nivel puede estar en boca de pozo. Luego, en bombeo el nivel de fluido se ubicará en una zona más próxima a la bomba (nivel dinámico).

Recordemos que todo cuerpo sumergido recibe un empuje de abajo hacia arriba cuyo valor es igual al peso del volumen de fluido desalojado. Quiere decir que el peso del tubing sumergido variará de acuerdo al nivel de fluido del pozo. Por lo tanto, para que la tubería quede correctamente traccionada debemos tener en cuenta este efecto en la determinación de la fuerza a aplicar a la misma. Referente a la temperatura del fluido sabemos que la misma aumenta con la profundidad del pozo. La temperatura del fluido en superficie dependerá del caudal bombeado, cuanto mayor sea éste, en mayor proporción se transmitirá la temperatura de fondo a superficie. Cuando el pozo no está en bombeo, la instalación de producción baja su temperatura tendiendo al gradiente térmico natural de las formaciones. Luego en bombeo se eleva gradualmente su temperatura, haciendo que la misma se dilate y como consecuencia la tubería quedará con menor tensión si no tenemos en cuenta este efecto. El valor de la fuerza total será entonces:

Ft = F1 + F2 - F3 (expresado en libras sobre el peso de la tubería)

Los valores de F1, F2 y F3 son fácilmente obtenidos a partir de tablas proporcionadas por el fabricante del ancla; las utilizadas en nuestra operación son tipo catcher modelo B3 de Baker. a. Determinación de F1. El valor de F1 depende del nivel dinámico, el cual lo

consideramos de acuerdo a los datos disponibles en el archivo del pozo, quedando a criterio de quien efectúe el cálculo, la confiabilidad de los "sonolog" en cada caso particular (expresar los niveles en pies; para pasar valores en metros a pies multiplicar por 3,281). Si no es posible obtener este dato se deberá considerar el caso más desfavorable, que se producirá cuando el nivel de fluido se encuentre en la bomba, tomando esa profundidad como nivel dinámico del pozo.

La segunda variable que interviene en la determinación de F1 será la profundidad a la cual se asentará el ancla (en pies). La tabla correspondiente para determinar el valor de F1 es la Tabla X -I. Supongamos un ejemplo: tubing 2-7/8", nivel dinámico 5500' y profundidad del ancla a 5500'.


El uso de la tabla para determinar el valor de F1 es simple, ya que solamente hay que buscar sobre el eje horizontal el nivel dinámico del pozo en pies, mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se fijará el ancla (en pies); luego, trazando paralelas por esos valores a ambos ejes, en su intersección se lee el valor correspondiente a F1. En definitiva, en el ejemplo se ve que para un nivel dinámico de 5500' y el ancla en la misma profundidad, el valor de F1 es 12480 Libras.

b. Determinación de F2. El valor de F2 depende de la temperatura del fluido del pozo

en superficie y del promedio anual de la temperatura ambiente del Yacimiento, medidas en grados Fahrenheit (°F). Estas temperaturas ya han sido estimadas para nuestra operación, tomando como temperatura promedio del fluido en superficie 90 °F y como temperatura promedio anual del Yacimiento 50 °F. De todas formas, actualizar esta información, cada vez que se requiere será importante, dado el peso que tiene el dato de F2 en el cálculo final de estiramientos y tensiones a aplicar.

Recordar que las temperaturas se deben expresar en grados Fahrenheit (°F) y no en grados centígrados (°C), por lo que, si es necesario pasar de (°C) a (°F) debe utilizarse la siguiente fórmula :

°F = ( C° x 9/5 ) + 32

La temperatura del fluido del pozo en superficie es conveniente tomarla para cada

caso en particular, en especial para aquellos pozos que produzcan grandes caudales de fluido (por ejemplo los pozos afectados al waterflood) recordando que la misma se expresa en (°F).

Para elegir el valor de F2 se utiliza la Tabla XI-I. La forma de obtener el valor de F2 es restar a la temperatura del fluido del pozo en superficie la temperatura promedio anual ambiente, con lo que obtenemos una diferencia que la llamaremos T. Con ese valor de T buscamos en la tabla. Para nuestro ejemplo T = 40 °F corresponde un valor de F2 = 7500 Libras


Tabla XI-I

VALOR DE F2

T (°F) F2 (Lbs)

Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

10 1880 2680

20 3750 5360

30 5630 8040

40 7500 10720

50 9370 13400

60 11250 16080

70 13100 18760

80 15000 21440

90 16900 24120

100 18800 26800

110 20600 29480

120 22500 32160

130 24400 34840

140 26100 37520

150 28100 40200

160 30000 42880

170 31800 45560

180 33700 48240

190 35600 50920

200 37500 53600


c. Determinación de F3. Para determinar el valor de F3 se utiliza la Tabla XII-I. Este

valor está determinado por dos variables. La primera es el nivel estático del pozo en el momento de fijar el ancla y la segunda la profundidad del ancla. En el caso de pozos viejos, este nivel puede ser obtenido prácticamente en cada caso particular en el momento de sacar caños, ya que si el pozo ha estado parado algún tiempo, en los caños puede verse la marca hasta donde llegó el fluido.

En los casos de pozos recién completados a poner en producción la operación de fijar el ancla se hace con pozo lleno, por lo que tomaremos el mínimo valor que figura en la tabla: 250' para el nivel estático. Para determinar entonces el valor de F3 hay que buscar sobre el eje horizontal el nivel estático del pozo en el momento de fijar el ancla (pies), mientras que sobre el eje vertical se localiza la profundidad a la que se asentará el ancla (también en pies). Luego, trazando paralelas a ambos ejes por los valores buscados, en la intersección de éstas se lee el valor de F3 en libras.

En definitiva, en el ejemplo se observa que para un nivel estático de 250' y una profundidad del ancla de 5500', el valor de F3 es = 90 Libras. Si se trata de un pozo en producción cuyo nivel estático se encuentra a 4750', en la tabla encontramos el valor de F3 = 2840 Libras.

d. Cálculo de la fuerza inicial en el tubing "Ft".

- nivel estático pozo recién completado (lleno)

Ft = F1 + F2 - F3 Ft = 12480 + 7500 - 90 = 19890 Libras

- nivel estático pozo en producción (4750')

Ft = 12480 + 7500 - 2840 = 17140 Libras

• Detenga el trabajo ante una situación

Insegura.


2. CÁLCULO DEL ESTIRAMIENTO DEL TUBING EN FUNCIÓN DE LA FUERZA "FT" A APLICAR.

En nuestra operación en forma práctica lo que hacemos es en realidad medir el estiramiento que se le dará al tubing cuando se fije el ancla, el cual está directamente relacionado con la tensión Ft que ya calculamos y con la profundidad a la cual se fija el ancla. El valor de dicho estiramiento se podrá calcular rápidamente mediante la aplicación de la expresión matemática de la Ley de Hooke.

e F LE A

= **

(1)

Donde:

e: estiramiento

F: fuerza de tracción aplicada

L: longitud de la tubería sometida a tracción

E: módulo de elasticidad del material

A: sección transversal de la tubería.

Utilizando unidades usuales y operando la (1) queda expresado como: - para tubing 2-7/8" - 6.5 Lbs/pie e = 0.22 * F * L (2) - para tubing 3-1/2" - 9,3 Lbs/pie e = 0.154 * F * L (3)

En las que:

e: pulgadas de estiramiento

F: fuerza en miles de libras

L: longitud en miles de pies

E: 30 * 106 psi

A: sección en pulgadas cuadradas.

Volviendo al ejemplo; tubing 2-7/8", 6.5 Lbs/pie, tendremos: (1) Ft = 19890 Libras e = 0.22 * 19.89 * 5.50 = 24" (2) Ft = 17140 Libras e = 0.22 * 17.14 * 5.50 = 20.74" = 20-3/4"


3. FUERZA "FT" EN CASO DE BAJAR TUBING PROBANDO HERMETICIDAD. Si el tubing que se baja al pozo se está probando por pérdidas, hay que tener en cuenta que el peso del agua que hay en su interior ya lo está estirando en un cierto valor, por lo que al valor de la fuerza (Ft) calculada para una operación normal (sin bajar probando) hay que restarle el peso de fluido contenido en el tubing desde superficie hasta el nivel de fluido del pozo en el momento de la operación (nivel estático). En la Tabla XIII-I se indican los valores de la fuerza (Ft) en libras y los correspondientes estiramientos en pulgadas de los tubing 2 -7/8" y 3 -1/2" para distintas profundidades de asentamiento del ancla. Los valores indicados en dicha tabla se calcularon para niveles estáticos en boca de pozo, nivel dinámico en bomba (igual valor para la profundidad del ancla) y un valor diferencial entre la temperatura del fluido en superficie y la temperatura promedio anual ambiente de 40 °F. En aquellos pozos cuyas condiciones difieran de las indicadas para dicha tabla, se procederá al cálculo de tensiones y estiramientos por el método ya descripto.

Tabla XIII-I

FUERZA Y ESTIRAMIENTOS DE TUBERÍAS

UTILIZANDO ANCLAS TIPO CATCHER DE BAKER.

Fuerza estiramiento

Profundidad ancla Tubing 2-7/8" Tubing 3-1/2"

(pies) (metros) (libras) (pulgadas) (libras) (pulgadas)

4000 1219 16500 14.5 24020 14-3/4

4500 1372 17620 17.5 25700 17-3/4

5000 1524 18760 20.5 27390 21

5500 1676 19890 24 29050 24.5

6000 1829 21040 27.5 30740 28.5

6500 1982 22180 31.5 - -

7000 2134 23300 35-3/4 - -


PACKER DE PRODUCCIÓN El packer es una herramienta provista de empaquetaduras de goma, que se utiliza para aislar una zona determinada del pozo. En esta sección describiremos el packer de producción utilizado en nuestra operación, tipo lok-set de Baker (Fig. 24-I). En la Fig. 25-I (A, B, C) se esquematizan las aplicaciones del packer de producción. En (A) el packer está aislando una zona acuífera del fondo del pozo, el fluido es producido a través de un niple perforado instalado en la tubería de producción por encima del packer; en su extremo inferior una tapa roscada impide la entrada del agua. En (B) el packer permite la producción de las zonas del fondo aislando la capa acuífera superior. En (C) se utiliza el packer para producir el gas por la cañería de producción. En caso de tener que ahogar el pozo se llena el espacio anular con agua y se libera el packer. Con la instalación (C) normalmente se baja la cañería con un asiento de bomba, a fin de poner el pozo en producción si el mismo deja de aportar gas por presencia de fluido. DESCRIPCIÓN Y OPERACIÓN.

Los tamaños de packer que utilizamos en nuestra operación son el 45 B (para casing de 5-1/2") y el 47 B4 (para casing de 7"). También 45B (pasaje total), para casing 5 -1/2, y packer "P" San Eloy (Fig. 26-I). Todos estos packer se fijan y libran en igual forma. En el packer con conexiones de 2-3/8 (T.B.G.) y casing 5 -1/2" no pasa la bomba por su interior; sí en el de pasaje total. El packer lok-set, como puede verse en la Fig. 24-I está constituido por el mandril central, el cuerpo exterior con sus bloques de arrastre, los conos, cuñas, gomas empaquetadoras, el anillo roscado expandible y los elementos accesorios de unión, resortes, etc. En la parte superior el mandril tiene una superficie de sello (sección de mayor diámetro) que apoya en los anillos de sello del cuerpo del packer cuando se lo fija; de esta forma se impide la comunicación del fluido a través del bypass. Es importante no utilizar llaves de ningún tipo sobre la superficie de sello para no dañar la misma. El mandril tiene además dos secciones roscadas en su parte media (la inferior de rosca derecha y la superior de rosca izquierda). Sobre las mismas enrosca el anillo expandible que está formado por cuatro segmentos, dos de rosca derecha (segmentos de control) y dos de rosca izquierda (segmentos de traba), que están vinculados entre sí con resortes que les permite adaptarse a ambas secciones roscadas del mandril.

• Consulte a su “LIDER” de Seguridad

cuando tenga Dudas.


Figura 24-I


Figura 25-I


Figura 26-I


Libraje Casing Packer 45 A = Casing de 17 lbs Packer 45 B = Casing de 15. 5 - 14 Lbs Dureza de gomas de empaquetamiento

Entre 80 y 90 (Baker) Para packer "P" (San Eloy) las durezas de gomas utilizadas son 90-80-90 (tiene 3 gomas). a. Maniobra de fijado. En la Fig. 27-I se esquematizan las etapas operativas para fijar

el packer que a continuación se describen:

Antes de armar el packer a la columna debe verificarse el correcto funcionamiento de los segmentos, haciendo girar el alojamiento de bloques de arrastre algunas vueltas a la izquierda. El packer se arma a la columna con los bloques de arrastre hacia abajo.

1. Para dejar la herramienta en la posición de bajar al pozo, con sus mordazas retraídas, girar el alojamiento de bloques de arrastre a la derecha hasta hacer tope y luego ¼ de vuelta a la izquierda para evitar que los segmentos puedan quedar trabados por haber tomado torque cuando se giró a la derecha hasta hacer tope.

2. Al llegar a la profundidad deseada, bajar más lentamente mientras se gira a la derecha 4 ó 6 vueltas aproximadamente. De esta manera el mandril se desvincula de los segmentos de control y se desliza a través de los segmentos de traba, liberando las mordazas.

3. Cuando el peso en la herramienta es 6.000 Lbs. como mínimo, comienza el fijado de las mordazas superiores y la compresión de los elementos empaquetadores. Las mordazas inferiores se fijan aplicando 10.000 a 20.000 Lbs. de tensión a la profundidad de la herramienta.

El empaquetamiento de las gomas y fijado de las mordazas inferiores se completa aplicando un mínimo de 6.000 Lbs. de peso sobre la herramienta.

4. Para asegurar una correcta ubicación y fijación de las mordazas y un completo empaquetamiento de las gomas, aplicar tensión (20.000 Lbs.) y descargar todo el peso de la sarta sobre la herramienta en la última maniobra.


Figura 27-I


Efectuada esta etapa el packer ya está en condiciones para dejarlo operando en compresión, tensión o neutro. En el caso que un pozo sea puesto en bombeo con packer se deberá dejar la tubería traccionada al igual que se procede en una instalación con ancla.

En el caso que el peso disponible no fuera suficiente para permitir el desplazamiento del mandril sobre el anillo expandible, se deberá girar la tubería "hacia la izquierda" para completar esta operación.

b. Librado de packer. Para librar el packer se aplica a la tubería una fuerza de 3000

a 6000 libras sobre el peso (tamaños 45 B y 47 B4) y se gira la tubería "hacia la derecha" seis a ocho vueltas hasta que la herramienta pueda moverse libremente. Esto ocurre cuando el mandril se desplaza hacia arriba, liberándose el anillo roscado expandible que permite desacoplar las cuñas y aflojar el sello de las gomas empaquetadoras. Además, queda habilitado el pasaje de fluido a través del bypass con lo que se equilibran las presiones en ambos lados del packer.

CABEZAS DE POZOS. En esta sección nos referiremos a las cabezas colgadoras de tuberías de producción. Estas se instalan roscadas o en algunos casos soldadas en la cañería de aislación (casing), la que a su vez está sostenida por otra cabeza colgadora vinculada a la cañería guía (Fig. 28-I). Existen distintos tipos de cabezas colgadoras de tubing pero describiremos los dos tipos de mayor uso en nuestra operación que son:

1. Bridada, Tipo Cameron WF (actualmente utilizada con el Adaptador Danco / Wenlen

QD). 2. Danco, Wenlen, de fabricación nacional de igual diseño que la Norris/USA, en sus dos

modelos, simple y con goma escurridora. La presión de trabajo para ambos tipos de cabezas colgadoras es de 2000 psi.


Figura 28-I


1. BRIDADA TIPO CAMERON WF - ADAPTADOR DANCO / WENLEN QD. La cabeza colgadora Bridada está constituida originalmente por los siguientes elementos (Fig. 29-I): el cuerpo con sus dos conexiones laterales y bridas (la superior de 6" y la inferior de 10"), un anillo de sello metálico tipo R 45, el colgador de tubing tipo FB-A con dos anillos empaquetadores de goma, la brida tapa (1) de 6" con conexión roscada de 2-7/8" o la brida tapa (2) para el caso de pozos surgentes, la que se enrosca directamente en el tubing, eliminándose el colgador. Como se indicó más arriba, la cabeza Bridada original se utiliza actualmente con el adaptador Danco / Wenlen QD (Fig. 30-I) que reemplaza al colgador original tipo FB-A y la brida tapa superior, por lo que en caso de repararse un pozo con este tipo de cabeza colgadora deberá efectuarse el cambio de los elementos descriptos por el adaptador QD. Las ventajas principales de este colgador son:

• Facilidad de maniobra en la operación de traccionar y asentar la tubería con anclas de tensión o packer de producción.

• Posibilidad de instalar una goma escurridora, cuya función adicional es la de permitir el movimiento de la tubería con presión en el casing.

• Conectar una válvula maestra directamente en el tubing.

Instalación del adaptador Danco / Wenlen Tipo QD. Finalizada la operación de bajar la tubería de producción se instala en lugar del colgador original la goma escurridora, la que en el caso de presión en el casing se comprimirá contra el tubing y el cuerpo de la cabeza empaquetando. Luego se abulona el adaptador y se efectúa la maniobra de fijación del ancla o packer de producción. Ya con el tubing en la posición que quedará (estiramiento), se colocan las cuñas constituidas por tres segmentos articulados y se asienta el tubing. Referente a las cuñas, algunos modelos anteriores no son abisagrados, esto hace dificultosa la operación ya que de deslizarse un segmento caería en el espacio anular (si la cabeza no tiene goma escurridora) pudiendo atascar la cañería. Si se presenta este caso será necesario vincular los segmentos con un trozo de alambre y ubicar con cuidado las cuñas en su asiento.

Finalizada esta etapa se instala el anillo y sobre éste la empaquetadura de goma que será ajustada por los dos sectores de cierre y la tapa abulonada. Para asegurar un buen ajuste las roscas deben estar limpias y el apriete de los bulones debe hacerse en forma gradual y alternada.


Figura 29-I


Adaptador Danco/Wenlen Tipo Q-D

Figura 30-I


2. DANCO / WENLEN. En la Fig. 31-I se muestran los dos modelos, tipo simple y con goma escurridora, con la descripción de sus partes componentes. Instalación. Nos referiremos a la cabeza con goma escurridora. El cuerpo inferior que puede ser con rosca o para soldar se vincula al casing. Luego se instala la goma escurridora y se enrosca el cuerpo superior. Se coloca la cama de cuñas y se efectúa la maniobra de fijación del ancla o packer de producción. Con el tubing en la posición final se colocan las cuñas articuladas y se asienta el tubing, luego se instalan las medias lunas inferiores, el anillo de goma, las medias lunas superiores y se enrosca la tapa. Como en todo dispositivo de este tipo es importante que las partes estén limpias y engrasadas.

Cabeza Danco/Wenlen

Figura 31-I


CABEZA DANCO / WENLEN DC-250 con colgador de cañería de producción T-8. Para 3.000 P.S.I. (2718) (Fig. 32-I)

Figura 32-I


ARMADURAS DE LOS POZOS. Las armaduras de los pozos están constituidas por diversos elementos tales como: el dispositivo de seguridad (BOP), el conjunto prensa-estopa, las válvulas de paso, válvulas de retención, accesorios de unión, etc. de acuerdo a la producción del pozo según se indica:

1. Pozos productores de petróleo con captación de gas. 2. Pozos productores de petróleo sin captación de gas. 3. Pozos productores de gas, hasta 2000 Psi. 4. Pozos productores de gas, mayor a 2000 Psi.

1. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO CON CAPTACIÓN DE GAS. En la Fig. 33-I se indica un esquema general de la armadura de un pozo productor de petróleo con sus respectivas conexiones para captar el gas del casing (líneas B y C). En aquellos pozos cuya producción de gas asociado al petróleo es importante y que no están conectados al sistema de captación de baja presión, se utiliza una armadura con la conexión de la línea (B). El gas es conducido junto con el petróleo a través de la línea del pozo hasta la estación satélite donde ingresa a un separador gas-petróleo, y luego de deshidratar el gas en la misma estación se lo deriva al sistema de distribución general. En aquellas estaciones que no cuentan con instalaciones para deshidratar el gas, se lo deriva hacia afuera, hasta tanto se complete dicha instalación o se le conecte al sistema de baja presión. En el caso de pozos ubicados en zonas que cuentan con el sistema de captación de baja se utiliza la misma armadura, pero a dicionándole la conexión (C) que le permite conectar el gas del casing a dicho sistema. En este caso la válvula de la conexión (B) permanece cerrada. La conexión (B) puede habilitarse únicamente cuando se verifiquen problemas de conducción por congelamiento en la línea que lo conecta al sistema de baja presión. En los dos tipos de armaduras descriptos, obviamente se mantiene cerrada la válvula de la línea de derivación a pileta. La misma es utilizada en algunas intervenciones cuando se requiere efectuar la operación de circular el pozo.

• Observe los Procedimientos antes de actuar.


Figura 33-I


2. POZOS PRODUCTORES DE PETRÓLEO SIN CAPTACIÓN DE GAS.

En los pozos cuya producción de gas es despreciable o en aquellos con porcentajes límite de anhídrido carbónico se utiliza una armadura sin las conexiones (B) y (C).

3. POZOS PRODUCTORES DE GAS, HASTA 2000 PSI.

En la Fig. 34-I se indica un esquema de la armadura tipo utilizada en nuestra operación. La misma está constituida por: la válvula maestra, la válvula de operación, la válvula regulable de caudal, las válvulas accesorias y los elementos de conexión y manómetros. La válvula maestra va instalada directamente en el tubing y su diámetro de paso es igual al diámetro interior del tubing, para permitir bajar las herramientas cuando el pozo debe ser intervenido.

A continuación de la válvula maestra se instala un niple y otra válvula del mismo diámetro que es la de operación. La válvula maestra se mantiene abierta utilizándose la de operación para abrir o cerrar el pozo, así el mismo estará controlado ya que en el caso de fallas en la válvula de operación se cierra la maestra y se reemplaza dicha válvula (ambas válvulas son del tipo esclusas). Las válvulas que completan la armadura son: la válvula regulable de caudal tipo aguja ( OCT, Cameron, etc.), las válvulas accesorias tipo esclusa utilizadas para derivar el flujo a la línea o pileta y las conectadas al casing.

Nota: en aquellos pozos en los que se presentan problemas de congelamiento en el tramo de línea que conecta con el sistema de tratamiento de gas, la válvula regulable de caudal se instala aguas abajo del calentador.

4. POZOS PRODUCTORES DE GAS, mayor a 2000 PSI.

Estos pozos en su mayoría están vinculados a las distintas fases de los proyectos de captación y venta de gas. Las armaduras están diseñadas en forma especial y dentro de requerimientos de seguridad perfectamente definidos. La totalidad de ellas están provistas por Wenlen, salvo un par de excepciones Cameron. ( Fig. 34-1-a y 34-I-b)

• “Practique las Reglas de Oro”.


Figura 34-I


Figura 34-I-a


Figura 34-I-b


DESCRIPCIÓN DE LOS COMPONENTES PRINCIPALES DEL PUENTE DE PRODUCCIÓN. A. DISPOSITIVO DE SEGURIDAD (B.O.P).

Este elemento que se instala directamente en el tubing, entre la cabeza de pozo y el prensaestopa del vástago pulido, permite cortar el flujo de fluido o gas en forma total facilitando todas las operaciones de limpieza, mantenimiento, reemplazo del prensaestopa, sus empaquetaduras, etc.

Dos mordazas de goma permiten el cierre contra el vástago; el reemplazo de las

mismas se efectúa retirando los tapones que tienen ambos extremos. El cuerpo tiene una rosca interior para enroscar en el tubing y otra exterior para enroscar en el prensaestopa.

B. CONJUNTO PRENSAESTOPA (STUFFING BOX). Tipo Hércules modelo ''T". El modelo "T", cuyas partes componentes se indican en la

Fig. 35-I, es el de mayor uso en nuestra operación por su excelente rendimiento. Para que este elemento funcione adecuadamente el vástago de bombeo debe estar en buenas condiciones, sin defectos superficiales ni torceduras y, correctamente centrado.

Está diseñado para usar con vástagos pulidos de 1 -1/4" ó 1-1/2" y presión de trabajo

de 2000 psi. Sus medidas usuales son: conexión inferior 2-7/8" y 3-1/2" (enrosca en el dispositivo de seguridad), conexión de salida 2" (línea de producción) y conexión de purga 1". Para su armado, una vez instalado el cuerpo, se coloca el anillo soporte de empaquetaduras correspondiente al diámetro del vástago y sobre él se monta el juego de empaquetaduras tronco-cónicas cuidando que las ranuras de las mismas no queden alineadas.

La regulación de las empaquetaduras se obtiene ajustando los bulones de los

casquillos inferior y lubricador, de esta forma se logra el empaquetamiento del vástago. Para una mayor duración de las empaquetaduras el ajuste debe ser parejo. Las empaquetaduras se lubrican con el petróleo que produce el pozo pero además, para reforzar esa lubricación el casquillo lubricador tiene un depósito de grasa que la provee a todo el conjunto. "Es importante llenar periódicamente (por medio del alemite) este depósito".

Finalmente, sobre el casquillo lubricador se instala otra empaquetadura y el casquillo

superior. En el caso de tener que cambiar el vástago por otro de diferente diámetro no es necesario cambiar todo el prensaestopa, solamente se cambian el anillo base, el casquillo superior, el lubricador y el juego de empaquetaduras.

Para pozos con problemas de bloqueo de bomba por gas o que producen con alto

porcentaje de agua que puedan provocar el quemado de las empaquetaduras, se reemplaza el casquillo lubricador y el casquillo superior por el accesorio contenedor de


aceite (detalle Fig. 35-I). La capacidad del mismo es de un litro y el aceite a utilizar es el SAE 90. Cuando se usa este accesorio se debe controlar diariamente el nivel y el estado del lubricante para detectar posibles fugas debidas al desgaste de las empaquetaduras. Se están evaluando Stuffing Box especiales, antipollution (Control ambiental), con muy buenos resultados , tanto los que incorporan el recipiente colector de derrame, (sensados correctamente activan sistemas de paro de motores) como los que sellan en cámaras independientes y nos permiten anticipar, a través de la lectura de presiones, el deterioro del empaquetador y poder remediar o corregirlo antes de la aparición del derrame. Nos referimos al prensaestopa de la familia Grulla en sus distintas versiones.(Fig. 36-I). También Danco esta incursionando con alternativas que están a prueba en distintos yacimientos con resultados satisfactorios.

Figura 35-I


Figura 36-I


C. VÁLVULAS ESCLUSAS Y DE AGUJA.

En las armaduras de pozos productores de petróleo y de gas se utilizan válvulas esclusas de distintas marcas: Cameron, W.K.M., Metalart, O.C.T., Danco, Wenlen, etc. En las Fig. 37(a-b)-I se muestran las partes de válvulas Cameron/Danco con compuerta de asientos paralelos similar a la Metalart, O.C.T , Wenlen.

La Fig. 38-I corresponde a una válvula W.K.M, esta válvula difiere de las anteriores en

el tipo de compuerta. La misma está constituida por el conjunto: compuerta de mando y un sector que le permite un mejor ajuste entre la compuerta y los asientos paralelos del cuerpo.

La válvula tipo aguja utilizada en los pozos productores de gas permite regular manualmente el caudal de gas derivado al sistema general. En nuestra operación se utilizan válvulas de aguja marcas O.C.T y Cameron; en la Fig. 34-I puede verse un detalle de la misma.

Figura 37-a-I Figura 37-b-I


Figura 38-I


UNIDADES DE BOMBEO A BALANCIN 1. TIPOS DE UNIDADES.

En general hay tres tipos básicos de unidades de bombeo a balancín (Fig. 39-I) las

que se diferencian por su geometría y clase de contrapeso

• unidad convencional

• unidad balanceada a aire

• unidad de geometría especial (Mark II)

La unidad convencional basa su geometría en un sistema de palanca de clase I con

punto de apoyo en el medio de la viga balancín y emplea contrapesos mecánicos. En la Fig. 40-I-a se muestra una unidad convencional con la descripción de los distintos elementos componentes.

La unidad balanceada a aire(Fig 40-I-b) utiliza un sistema de palanca de clase III con

punto de apoyo en el extremo del balancín y es de empuje ascendente simétrico. En la Fig. 40-I-c se muestra un esquema del sistema neumático del contrapeso cuya descripción y funcionamiento se indicará mas adelante.

La unidad de geometría especial (Mark II) (Fig 40-I-d) utiliza un sistema de palanca de

clase III, de empuje ascendente a simétrico y contrapeso mecánico. Los elementos que componen esta unidad se denominan como los de la unidad convencional con la diferencia que el conjunto de articulación del balancín se denomina cojinetes del poste maestro.

A pesar de que es difícil generalizar, la geometría de la unidad de bombeo tiene un

efecto significativo sobre las cargas en la estructura y en las varillas, el torque del reductor y el recorrido neto del pistón de la bomba.

a. Cargas en la estructura y en las varillas. Las cargas más importantes a considerar son las debidas al peso de las varillas, el peso del fluido y las aceleraciones máximas a que están sujetos durante el ciclo de bombeo. Dado que la carga sobre el vástago (fuerza) es igual al producto de la masa por la aceleración, el pico de carga en el vástago ocurrirá cuando la máxima masa (de varillas y de fluido) es elevada con la máxima aceleración. Cuanto más baja sea esta aceleración menor será la fuerza requerida para elevar las varillas y el fluido y, menores serán los esfuerzos en las varillas y la carga estructural en la unidad.


Figura 39-I


Figura 40-I-a


Figura 40-I-b


Figura 40-I-c


• Ejercite su programa “STOP”

Figura 40-I-d


Por la ubicación del mecanismo biela-manivela la unidad convencional produce la inversión de la carrera del vástago en el punto muerto inferior con aceleración relativamente alta, y la inversión en el punto muerto superior con aceleración relativamente baja. Este es el principal inconveniente de la unidad convencional, es decir que al final de la carrera descendente (comienzo de la ascendente), cuando la válvula viajera se está cerrando y el peso de fluido es transferido a las varillas, la aceleración está en su máximo. Consecuentemente la estructura y las varillas soportarán la máxima solicitación.

En las unidades con sistema de palanca clase III (balanceadas a aire y Mark II)

las características de aceleración están revertidas. El sistema de empuje ascendente comienza la carrera ascendente con baja aceleración (menor que en la unidad convencional) pero hace que la reversión en el tope sea algo más rápida que en la unidad convencional. Esta es la principal ventaja de las unidades clase III ya que mueven la máxima carga de varillas y fluido al dejar el fondo con aceleración relativamente baja.

A pesar de que el Mark II y la unidad balanceada a aire son ambos de clase III, el

Mark II por su geometría especial y baja relación biela-manivela logra que la velocidad en el primer tramo de la carrera ascendente sea menor que en la unidad balanceada a aire, y la de ésta menor que la de la unidad convencional en proporciones similares. La carga estructural máxima que puede soportar una determinada unidad está especificada por las normas API y en base a las mismas se fabrican unidades cuyas capacidades varían de 2100 Lbs. a 47000 Lbs, (según API STD 11 E Tabla 2-2, Suplemento 2, Marzo, 1981).

En la figura 41 se puede observar un listado de equipos de bombeo utilizados en Pan American Energy.

b. Torque en el reductor. Cuando se menciona el torque sabemos que se trata del

producto de una fuerza por un brazo de palanca; en las unidades de bombeo el torque normalmente se expresa en libras-pulgadas. El brazo de palanca es la distancia del centro del eje de salida del reductor al centro del perno de biela; esta

distancia define la carrera del equipo y es regulable. La norma API STD 11 E especifica las carreras máximas de los equipos que van de 16" a 300 pulgadas. La fuerza proviene de la variación de cargas que transmite el balancín y el efecto del contrapeso durante el ciclo de bombeo. El torque máximo es el torque con que se puede hacer trabajar el reductor de la unidad sin peligro de roturas en el mismo. Al igual que la carga estructural máxima y la carrera máxima, el torque máximo del reductor está especificado por las normas API en base a las cuales las unidades se


distintas capacidades de torque: 6400 Lbs pulg. a 3.648.000 Lbs pulg. (API STD 11 E Tabla 2-2, Sup. 2, Marzo, 1981). Las unidades de bombeo se balancean para disminuir los picos de torque sobre el reductor y las demandas de potencia en la instalación, de manera que el amplio rango de variación de cargas sobre el vástago se traduzca en una carga torsional lo más suave y uniforme posible en el reductor de velocidad y de la unidad motriz.

En las unidades convencionales y Mark II el balanceo se efectúa desplazando los contrapesos hacia el extremo de la manivela para aumentar su efecto, o hacia el eje del reductor para disminuirlo. Dicho desplazamiento se realiza en la mayoría de las unidades, por medio de un piñón removible cuyo eje se ubica en el alojamiento que tiene el contrapeso y engrana en la cremallera de la manivela. En las unidades balanceadas a aire el efecto del contrapeso se logra por acción del aire comprimido en el cilindro.

Para determinar con bastante aproximación si la unidad de bombeo está bien balanceada, en la práctica se recurre a distintos métodos según sea el tipo de accionamiento de la misma (motor de combustión interna o eléctrico). En el caso de un motor de combustión interna, si produce el mismo sonido de marcha en la carrera ascendente y descendente del equipo, significa que la carga que recibe el motor es similar en ambas carreras y el equipo estaría bien contrapesado. Por el contrario, si el motor recibe mayor carga en la carrera ascendente o viceversa se tendrá que regular el contrapeso de manera de aumentar su efecto en el primer caso y disminuirlo en el segundo.

Para efectuar una regulación más aproximada se utiliza un tacómetro (cuenta revoluciones); si la velocidad del motor disminuye más en la carrera ascendente que en la descendente o viceversa, la unidad no está correctamente balanceada. Si la disminución de velocidad es mayor en la carrera ascendente falta contrapeso, si disminuye más en la descendente sobra contrapeso. Este método tiene sus limitaciones en el caso de motores monocilíndricos con grandes volantes que le confieren un régimen de marcha con escasa variación de la velocidad, aunque la unidad no esté adecuadamente balanceada. Si la unidad es accionada por motor eléctrico lo que se hace es comparar el consumo de corriente medido en ambas carreras del equipo. Se considera que la unidad está bien balanceada cuando ambas lecturas son similares (en algunos casos ambas mediciones pueden diferir entre un 5% a 10% como máximo). Se perfecciona la medición con una pinza amperométrica en la escala adecuada. Obviamente, al cambiar las condiciones del pozo (nivel de fluido) y/o las condiciones de

bombeo (carrera, G.P.M, diámetro de bomba) deberá efectuarse un nuevo balanceo. En el capitulo II (Dinamómetros) se explicará la forma de verificar con mayor exactitud el correcto balanceo de la unidad de bombeo, de acuerdo a los valores máximos del torque en ambas carreras del equipo. La variación del valor del torque durante el ciclo de bombeo puede graficarse en función

del ángulo que genera la manivela de acuerdo a lo que se ilustra en los ejemplos de la Fig. 42-I. En estas figuras, la curva de línea de trazo y punto indica el torque debido a la carga sobre el vástago, (esta representa la variación de torque que recibiría el reductor si la unidad no estuviera balanceada), la curva de línea de trazos representa el torque debido al contrapeso del equipo y la curva de línea llena, que se obtiene relacionando las anteriores, es el torque neto que recibe el reductor.


Figura 41-I


Figura 42-I


La geometría de la unidad de bombeo también influye en el valor pico del torque y en convertir las irregularidades y diferentes cargas sobre el vástago en una carga torsional relativamente suave sobre el eje del reductor. En los gráficos se indican las curvas de torque neto de unidades clase III balanceadas a aire y Mark II, para las mismas condiciones de pozo que en la unidad convencional. Puede verse que los valores de torque se distribuyen en forma más uniforme durante el ciclo de bombeo, en especial en la unidad Mark II. Esto hace que aumente substancialmente la vida útil de las transmisiones, engranajes y cojinetes de la unidad.

c. Recorrido neto del pistón de la bomba. En los equipos de bombeo de empuje ascendente (Clase III) se logra una mayor carrera neta del pistón y tiempo de llenado de la bomba que en las unidades convencionales, debido a la combinación de una mayor velocidad en la carrera descendente y el cambio a menor velocidad en la reversión al dejar el fondo. Como ya se mencionó al tratar el tema de la carga en la estructura y varillas, el Mark II tiene una mayor velocidad de descenso y menor velocidad en el comienzo de la carrera ascendente que el balanceado por aire, con lo que se logra mayor recorrido neto del pistón y tiempo de llenado de la bomba que este último. Los dos factores que controlan la sobre-carrera y la carrera máxima del pistón son: una carrera descendente más rápida y un tiempo más prolongado en la reversión del pistón. Esto puede entenderse de una manera simple, si fijamos un peso en el extremo

de un resorte y el mismo es bajado en forma lenta, al alcanzar el final de la carrera la inercia del peso lo seguirá moviendo hacia abajo una corta distancia que es el sobre-recorrido. Si ahora repetimos la experiencia bajándolo más rápidamente a la misma distancia que antes, la sobre-carrera provocada por el peso será considerablemente mayor en el momento que el resorte es detenido al final de la carrera. Obviamente la columna de varillas con la máxima energía acumulada en

descenso tenderá a tener mayor sobre-carrera en el fondo si las varillas son retrasadas más tiempo al final de la carrera (reversión lenta). También la reversión lenta provee un período más largo para la contracción de las varillas, el cual puede proporcionar una sobre-carrera superior mayor, además de la mayor sobre-carrera en el fondo lo que significará una mayor carrera del pistón.


2. DESIGNACIONES API DE LAS UNIDADES - ESPECIFICACIONES.

La designación API de las unidades de bombeo comprende tres factores principales en el siguiente orden: torque máximo del reductor (en miles de libras-pulgadas), capacidad estructural (en cientos de libras) y carrera máxima (en pulgadas); por ejemplo, si la designación API de una unidad es 228-246-86, indica :

Torque máximo : 228000 Lbs-pulg.

Capacidad estructural : 24600 Lbs Carrera máxima : 86 Plg.

Normalmente los fabricantes de los equipos incorporan a la designación API símbolos

alfabéticos u otros números para designar ciertas características de la unidad. Por ejemplo en un Lufkin C -228 D -246 86, la primera letra indica el tipo de unidad de bombeo:

A Balanceada por aire.

B Balanceada por contrapesos en el balancín.

C Convencional (contrapesos en manivela).

M Mark II. La segunda letra en correspondencia con el torque máximo (D) indica reductor de

doble reducción (nuestros equipos tienen este tipo de reductores). La especificación del reductor se completa con la indicación de su relación de transmisión, diámetro de ejes, diámetro y sección de las poleas, tipos de engranajes y especificaciones del aceite lubricante y cantidad a utilizar. Referente al aceite es importante seguir las recomendaciones del fabricante de la unidad sobre su control y recambio.

Uno de los principales problemas en el aceite del reductor es su contaminación por

humedad, principalmente debido a la condensación. Para ello se deberán efectuar revisiones periódicas de muestras de aceite, una inspección visual indicará si hay suciedad, cieno, emulsión de agua u otras formas de contaminación. Si tiene olor a rancio y su color es oscuro entonces el deterioro ha comenzado; si se presenta agua después de un tiempo, la condición es peor. La comparación con una muestra de aceite nuevo puede ayudar. En todos los casos es conveniente efectuar un análisis de laboratorio para determinar porcentajes de agua, contenido de sólidos, viscosidad y acidez.

El resto de las especificaciones de la unidad de bombeo que suministra el fabricante

se refieren a las longitudes de carrera, datos de contrapesos, factores de torque, dimensiones generales del equipo, planos de las bases de hormigón, guía de lubricación de rodamientos, características de las partes componentes, armado e instalación de la unidad, sentido de giro de la manivela, etc.


Con respecto al sentido de giro de la manivela es importante tener en cuenta que la unidad Mark II debe funcionar en sentido contrario al de las agujas del reloj (vista la unidad desde un lado y con la cabeza del pozo a la derecha del observador). Esto es así dado que por su geometría, ubicación del reductor y sentido de giro preferencial esta unidad hace su carrera ascendente en aproximadamente 195° de rotación de la biela y su carrera descendente en 165°. Para las unidades convencionales y balanceadas a aire que realizan su carrera ascendente en aproximadamente 180° de rotación de la biela pueden funcionar en ambos sentidos (salvo indicación expresa del fabricante).

3. UNIDADES BALANCEADAS A AIRE - SISTEMA DE CONTRAPESO. En la Fig. 40-I-c se muestra un esquema del sistema de contrapeso de una unidad

balanceada por aire, el mismo consta de: el cilindro receptor de aire, el cilindro neumático, el pistón, el vástago, el compresor, el sistema de embrague neumático del compresor, el tanque de aire y los accesorios (regulador de aire, válvula de control de flujo, válvula interruptora del compresor, válvulas de purga, etc.). La capacidad de reserva del cilindro neumático es aumentada mediante el cilindro receptor de aire que forma una sola pieza con el primero y por consiguiente se mueve junto con éste.

Cuando el sistema no tiene suficiente aire, el regulador de aire automático activa el

embrague del compresor, este a su vez impulsa el compresor que repone el aire faltante en el sistema. Cuando la unidad utiliza un motor eléctrico para su fuerza motriz entonces se requiere un compresor impulsado en forma separada por su propio motor.

Para asegurar la lubricación y sello entre el pistón y el cilindro, una parte del aceite

contenido en el depósito se acumula en la cabeza del pistón. El sistema automático de lubricación debe ser llenado cada vez que la unidad haya estado detenida por un tiempo prolongado (8 horas). El nivel de aceite en el depósito depende de la carrera del equipo y se controla con la varilla indicadora del control de nivel. El exceso de aceite se desborda por la parte superior del cilindro y cae en el cilindro receptor de aire, periódicamente debe drenarse el aceite y condensados de dicho cilindro receptor.

PROCEDIMIENTO PARA PONER EN MARCHA LA UNIDAD Este procedimiento se realizaría en el supuesto caso de no contar con la unidad móvil (compresor portátil). Por lo tanto sólo se realiza en caso de emergencia, haciendo especial hincapié en las medidas de seguridad a adoptar.

(1) Sacar los 6 bulones de cabeza hexagonal de la polea flotante del reductor de

velocidades y lubricar el cubo de la polea. Esto permite que el compresor funcione sin que el reductor reciba impulso al poner en marcha el motor.

(2) Abrir la válvula de control de flujo, la válvula interruptora del compresor y soltar el freno del equipo.


(3) Poner el motor en marcha, el compresor comenzará a operar. Si el compresor se desembraga al llevar a cabo esta operación se debe registrar el regulador de aire; para ello aflojar la contratuerca y girar la tuerca de registro hacia la derecha hasta que el compresor se embrague.

(4) Operar el compresor hasta que la presión neumática en el cilindro comience a levantar el vástago pulido, esto indicará que estamos cerca del punto de contrapeso correcto. En este punto habrá que parar el motor del equipo.

(5) Colocar nuevamente los bulones de cabeza hexagonal en la polea flotante y luego poner la unidad de bombeo en marcha.

(6) Ajustar el regulador de aire y la válvula de control de flujo de la siguiente forma:

a. Cerrar la válvula de control de flujo. De ser necesario parar el compresor girando la tuerca del regulador de aire hacia la izquierda, a continuación girar la tuerca hacia la derecha paulatinamente hasta que el compresor comience a operar.

b. Dejar funcionando el compresor aproximadamente 3 (tres) minutos y luego

abrir la válvula de control de flujo 1/8 de vuelta cada dos carreras hasta que pare el compresor.

(7) Cuando el pozo se estabilice, posiblemente sea necesario efectuar un ajuste

adicional del contrapeso. En el caso de requerirse mayor efecto de contrapeso se suministrará más aire como lo indica el punto (3), y en el caso contrario permitiendo que éste escape por la válvula de purga del cilindro. Luego deberá ajustarse nuevamente el regulador de aire y la válvula de control de flujo como se indica en el punto (6). Observaciones: deberá efectuarse un control periódico de las unidades de bombeo para detectar cualquier anormalidad en su funcionamiento, tales como: movimientos del equipo sobre su base, temperatura excesiva de los rodamientos, roturas del bastidor, tensión de correas, vibraciones anormales, balanceado, funcionamiento del sensor de vibraciones, estado del estrobo, etc. El sensor de vibraciones (Murphy) es un elemento de seguridad que se ubica en el balancín y detiene el motor del equipo en caso de producirse una anormalidad en la marcha de la unidad (por ejemplo la debida a una pesca alta de varillas). El mismo actúa descargando a tierra la corriente del magneto en el motor de combustión interna, y en las unidades accionadas con motor eléctrico forma parte de los elementos de protección del equipo de maniobra.


ACCIONAMIENTO DE LAS UNIDADES DE BOMBEO 1. ACCIONAMIENTO CON MOTOR DE COMBUSTIÓN INTERNA. En el área de Pan American Energy, hay un gran porcentaje de unidades de bombeo

que son accionadas por motores de combustión interna, que funcionan con gas natural producido en el Yacimiento. Las instalaciones auxiliares comprenden un tanque de reserva de aceite conectado al carter, un separador de líquidos y válvula reguladora en la alimentación de combustible.

Está en marcha un programa de electrificación que hará que en el mediano plazo elsistema de accionamiento se revierta casi en su totalidad.

MODELOS DE MOTORES UTILIZADOS EN NUESTRA OPERACIÓN.

a) Refrigerados por agua (convencionales).

LINEA WAUKESHA

Modelos Potencia (Max. HP a max. rpm)

Observaciones

WSHA 135 53 - 1500 WSHA 155 24 - 1600 WSHA 190 43 - 1600 WSHA 195 46 - 1600 WSHA 265 35 - 1600 WSHA 310 42 - 1500 WSHA 330 56 - 1500 WSHA 817 116 - 1200 WSHA 1197 150 - 1200 WSHA 1905 239 - 1200 WSHA 2475 348 - 1200 WSHA 2476 348 - 1200 WSHA 2895 420 - 1200 generador WSHA 3711 470 - 1200 generador WSHA F-11-G 112 - 1500 WSHA F-18-G 238 - 1800 generador

WSHA H-24 320-1800

WSHA 7042 1000-1200

WSHA 7044 1680-1200


LINEA GUASCOR


Observaciones

GUASCOR 180 375 - 1800 GUASCOR 240 319 - 1800

VARIOS


Observaciones

ARROW C-96 20 - 600 CLIMAX C-46 10 - 600

M.MOLINE 800 H 83 - 1200 PERKINS 4 Cil.Diesel 40 - 1200 PERKINS 6 Cil. Diesel 60 - 1600

CUMMINS G-855 220-1800

Control periódico de los motores refrigerados por agua. Como medida se efectuará un control periódico de los motores; los puntos principales a observar son:

Presión de aceite: en óptimas condiciones de trabajo entre 25 y 35 psi, como límite mínimo 15 psi.

Temperatura: 170ºF a 185ºF (77 - 85°C) debe ser la temperatura normal de

funcionamiento, si hubiese variación se deberá controlar la cortina del radiador y en todo caso el termostato.

Detectar pérdidas de gas, agua y aceite.

Estado y tensión de la correa del ventilador.

Fallas o vibraciones anormales.

Limpieza del filtro de aire y estado de la manguera de conexión al carburador.

Conexiones de manómetros, termómetro y sensor de vibraciones.


Nivel de aceite en tanque de reserva: debe mantenerse un nivel mínimo de 1/4 de tanque.

b) Refrigerados por aire:

LINEA DEUTZ


Observaciones

DEUTZ 3 Cilindros 30 - 1500 DEUTZ 4 Cilindros 42 - 1500 DEUTZ 5 Cilindros 52 - 1500 DEUTZ 5 Cil. Diesel 62 - 1500 DEUTZ 6 Cilindros 65 - 1500 DEUTZ 6 Cil. Diesel 75 - 1500 DEUTZ 8 Cilindros 92 - 1500 DEUTZ 12 Cilindros 165 - 1800

Características de los motores refrigerados por aire.

Estos motores toman el aire de la atmósfera y mediante un turboventilador lo impulsan por un conducto aletado a través de las camisas, de los cilindros y el enfriador de aceite.

Tanto l as camisas, como las tapas de cilindros tienen aletas exteriores, las cuales aumentan la superficie de enfriamiento y disipan mayor cantidad de calor.

Son motores adaptados para unidades de bombeo (estacionarios) puesto que son livianos y generalmente de alto régimen de revoluciones. Poseen camisas de pistón, pistón y tapas de cilindros desmontables individuales, lo que facilita las reparaciones y disminuye los tiempos de parada. Las tapas de cilindros son de aluminio, livianas y de fácil manipuleo. El sistema de encendido es por magneto del tipo altronic de baja tensión, con transformadores individuales a cada cilindro.

La toma de fuerza (embrague) es del tipo convencional, ferodos de fricción, lo que obliga como en los demás motores a extremar las precauciones referidas a su regulación.

Verificaciones: Temperatura: (Acorde a la entrega de potencia requerida). Se verificará el

funcionamiento del turbo. Accionado por una correa en "V" que le proporciona el movimiento y éste a su vez la cantidad de aire necesario para mantener la temperatura de funcionamiento normal.

Estado y Tensión de las correas, ventilador y/o turbo ventilador.


Presión de aceite en condiciones normales de trabajo (40 - 80 psi). Temperaturas máximas (140 - 170 °C según modelo).

2. ACCIONAMIENTO CON MOTOR ELÉCTRICO. En las nuevas áreas incorporadas a nuestro yacimiento desde Enero de 1995:

Tortuga y Las Flores, sumadas a las de P.Clavada y K.Kaike, mas el programa de electrificación; las unidades de bombeo son accionadas con motores eléctricos. Estos son trifásicos, asincrónicos de 1000 voltios de tensión de alimentación y distintas potencias, los instalados y en funcionamiento son de: 20, 30, 40, 60, 75, 100, y 150 HP según los diferentes equipos a los que accionan.

En la nueva electrificación, la distribución de energía se hace en 13.000V y en cada locación se ubica un transformador 13.000/380. Los motores eléctricos son de 380 voltios.

La variación de velocidades en estos motores es muy limitada (1425, 950 y 720 RPM

- 2; 3 ó 4 pares de polos), por ello se debe recurrir al uso de poleas a fin de adecuar su velocidad a los golpes por minuto que se requieren en el equipo. El diámetro de las poleas se determina con una fórmula que se indica en la sección siguiente.

a. Instalaciones auxiliares. Las instalaciones eléctricas auxiliares comprenden:

Acometida. Cable de interconexión (cable de bajada) entre la línea secundaria

de distribución en poste terminal y llavecasilla, generalmente ubicada sobre el mismo poste terminal o en sus inmediaciones a una altura adecuada para su operación. El cable es del tipo tripolar revestido en PVC. (Sintenax Tensión 1.1 KV).

Llave casilla. Interruptor o llave manual que permite desconectar totalmente el

equipo de maniobra y motor de la línea (acometida). Equipo de maniobra. Permite la puesta en marcha y parada del motor en forma

directa, manual o automática. Consiste en un gabinete metálico en el que se alojan un interruptor principal, controles manuales y automáticos de comando y elementos de protección contra sobrecargas, cortocircuito, falta de fase y sobretemperatura del motor.


En las instalaciones nuevas que son parte del proceso de electrificación de los

yacimientos, los equipos de nueva generación incluyen la llave casilla dentro del mismo equipo de maniobra. Optimizando y haciendo mas segura la operación .

Estos equipos vienen dotados de sistemas de seguridad, que evitan tomar contacto con el sistema de control bajo carga, reduciendo de esta forma los riesgos de electrocución en los operarios/recorredores afectados a la producción,


El equipo de bombeo está equipado con un sensor de vibraciones "Murphy" ubicado sobre el balancín, el cual forma parte de los elementos de protección del equipo de maniobra.

En caso de actuar alguno de los elementos de protección se detendrá la marcha del motor en forma automática. En algunos equipos de maniobra se activa un indicador luminoso de falla.

Un temporizador ajustable (0-15 minutos) permite retardar el arranque automático posterior a un corte de energía (reconexión automática). De esta manera es posible sincronizar o seleccionar el arranque de un grupo de equipos a fin de evitar sobrecargas en las líneas (caída de tensión) y/o subestación transformadora. Una llave selectora permite seleccionar el arranque manual o automático. Los elementos de comando e indicación de acceso directo están ubicados en el panel frontal del gabinete. Las dimensiones físicas dependen de la capacidad (potencia máxima), dado que los de mayor potencia están implementados con un autotransformador para el arranque con tensión reducida. Si bien existen en el Yacimiento diferentes tamaños y formatos de equipos de maniobra, las características y funcionamiento son similares en todos ellos.

Cable subterráneo. Usado para la interconexión entre llave casilla-equipo maniobra-motor. El mismo va soterrado a aproximadamente 0.50 m de la superficie. El cable es del tipo tripolar revestido en PVC (Sintenax Tensión 1.1 KV).

Recinto. Tanto la llave casilla como el equipo de maniobra se encuentran alojados en un recinto alambrado que por razones de operatividad y seguridad se ubica a una cierta distancia del equipo de bombeo.


b. Instrucciones para el accionamiento del motor eléctrico.

• En condiciones normales de funcionamiento la llave selectora manual-automático del equipo de maniobra deberá estar siempre en posición automático. Unicamente en esta posición el motor arrancará en forma automática luego de un corte de energía.

• Para condiciones de funcionamiento en las que se requiere el control manual de la puesta en marcha-parada, la llave selectora deberá estar en posición manual.

• En cualquier tarea que se realice en el equipo de bombeo deberá verificarse:

(1) La llave selectora debe estar en posición manual.

(2) La llave casilla debe estar desconectada.

• En ningún caso deberá abrirse las puertas o tapas de acceso del equipo de maniobras o llave casilla. Todas las operaciones descriptas se realizarán con los elementos ubicados en el exterior del gabinete.

• En todos los casos que se deba operar con equipos eléctricos, por razones de seguridad, hacerlo con los guantes de goma que se disponen para este tipo de operación. Los mismos deben ser conservados en perfecto estado (libres de humedad y cualquier rotura o falla). Se encuentran a disposición en Depósito y deben controlarse trimestralemente por la sección Electricidad.

c. Puesta en marcha. (1) Verificar que el equipo de bombeo no esté frenado.

(2) Verificar que la llave selectora esté en posición manual, caso contrario girarla a dicha posición.

(3) Conectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la marca indicada con el símbolo "I").

(4) Accionar el botón de arranque (estado indicado por una señal luminosa roja en algunos equipos).

(5) Colocar la llave selectora en la posición que se desee trabajar (manual - automático).

(6) Si luego de completar el paso (4) el motor no arranca, proceder de la siguiente forma :


• Presionar el botón "reset" brevemente y liberarlo. • Accionar el botón de arranque. Este paso deberá efectuarse

siempre que se hubiera detenido el motor por accionamiento de un elemento de protección.

• En aquellos casos que la parada del motor se originó por

accionamiento del sensor de vibración, éste se deberá reponer localmente presionando el botón que se encuentra ubicado en el mismo sensor para tal efecto (antes de comenzar la secuencia de puesta en marcha).

Importante : desconectar la llave casilla antes de realizar esta maniobra.

(7) Si luego de completar el paso (6) el motor no arranca se deberá comunicar al

Supervisor o personal especializado pues se está en presencia de una falla, en caso contrario se prosigue con el paso (5).

d. Detención del motor.

(1) Verificar si la llave selectora esta en la posición manual. En caso contrario

girarla a dicha posición.

(2) Accionar el botón de parada (estado indicado por una señal luminosa, verde en algunos equipos).

(3) Desconectar la llave casilla (la posición de la manivela deberá coincidir con la marca indicada con el símbolo "O").

(4) Si luego de completar el paso (2) el motor no se detiene deberá comunicar al Supervisor o personal especializado.

(5) La llave casilla debe desconectarse únicamente cuando el motor esta detenido. Nunca se deberá usar la llave casilla para parar el motor.

Observaciones: Puesta en marcha del motor en condiciones anormales del equipo de bombeo (desbalanceado, pozo pesado, etc.).

Si al presionar el botón de arranque el motor se pone en movimiento sin

alcanzar a levantar totalmente la varilla de bombeo (el motor se detendrá por accionamiento de la protección de sobrecarga) dejar que el contrapeso retroceda y en el momento que efectúe el balanceo en el sentido de giro del motor, accionar nuevamente el botón de arranque (recordar pulsar el botón "reset" previamente). Este balanceo en algunos casos debe realizarse dos o tres veces hasta que el equipo de bombeo normalice su régimen.


Dado que esta operación requiere un funcionamiento forzado del motor "se recomienda efectuar la parada del mismo antes de que actúe la protección de sobrecarga", observando atentamente el comportamiento del motor (reducción de su velocidad).

3. VARIACIÓN DEL NÚMERO DE GOLPES POR MINUTO. Para variar los G.P.M. del equipo de bombeo se regula la velocidad del motor. Esta es

una ventaja del motor a explosión, respecto del motor eléctrico ya que en este último es necesario cambiar la polea motriz por otra de distinto diámetro, en cada oportunidad que deben variarse los G.P.M., salvo que se incorporen variadores de velocidad. No obstante, cuando se presenta una limitación en la velocidad del motor de combustión interna debe cambiarse la polea motriz. A efectos de agilizar el cambio de poleas (motores de combustión y eléctricos) se utilizan las poleas tipo "QD" que están constituidas por un cono universal que va montado en el eje del motor y la polea que se ajusta a este último mediante bulones.

Poleas y Correas de Transmisión

El movimiento de los motores que impulsan los equipos, debe ser transmitido a la

caja reductora y ésto se hace mediante el uso de poleas y correas. Las antiguas correas y poleas planas han sido reemplazadas por otras, trapezoidales con mayor superficie de contacto, mayor resistencia y por consecuencia

mejor rendimiento, en general las normas DIN 2215, BS 1440 y A.P.I. standard. 1B especifican medidas y relaciones entre poleas y correas en V .(Fig. 43-I y 44-I).

Dimensiones de Poleas

Figura 43-I


Correas

Figura 44-I


Poleas Considerando que en todas las operaciones que se acciona con motores eléctricos, si

no están equipados con variador de velocidad, la única forma de variar la velocidad del equipo de bombeo (golpes por minuto) es cambiando la polea. Para que esto se pueda realizar rápidamente y sin problemas se adoptó el uso de conos sobre el eje motriz de tal forma, que este queda permanentemente en el eje y se intercambia solamente la parte externa, es decir la sección de las ranuras o canales (Fig. 45-I). A este montaje se lo denomina tipo Q.D. y los estándares de la compañía fijan, para cubrir todas las necesidades, el cono C-120 hasta poleas de 220 mm. y C -150 para poleas entre 240 mm. y 320 mm., perfil "C" para todos los casos. Existe una relación entre la potencia a transmitir, el diámetro de la polea y la cantidad de las ranuras. Adoptaremos como modelo de referencia las recomendaciones para el equipo Hughes-Lufkin Asimétrico Mark II desarrollados en el cuadro siguiente, donde se indica la cantidad de canales según el diámetro de la polea. Teniendo en cuenta que el equipo es provisto con una polea de 8 canales, los números indicados entre paréntesis no serán considerados, en su lugar se usa una polea de 8 canales como el equipo.

Cuadro: Poleas Vs Cantidad de canales

HP Diámetro Externo de la Polea Motriz (mm.)

Motor 200 220 240 260 280 300 320 340

40 4 4 4 4 4 4 4 4

55 8 6 6 6 4 4 4 4

60 8 6 6 6 4 4 4 4

75 8 8 8 6 6 6 6 6

100 (12) 8 8 8 8 8 6 6

150 (16) (14) (14) (10) (10) 8 8 8

RPM 3100 2858 2621 2419 2246 2080 1963 1850


Figura 45-I


Balanceo Toda las poleas deben ser balanceadas a una velocidad de 6000 a 6500 pies por minuto.

En el último renglón del cuadro, poleas vs cantidad de canales, se indica la velocidad balanceo en R.P.M. (revoluciones por minuto), correspondiente a la velocidad indicada, según el diámetro de la polea. Existen diámetros mínimos que deben ser respetados para obtener un buen rendimiento de las correas de acuerdo a los perfiles (sección).

Si bien nuestro interés debe radicarse en el perfil "C" ya que se trata del estándar, el

cuadro siguiente indica esta regla:

Diámetros Mínimos

Perfil Recomendados Admitidos Excepcionales

mm. pulg. mm. pulg. mm. pulg. A 150 5.9 100 3.9 75 2.9

B 200 7.9 132 5.2 110 4.3

C 300 11.8 200 7.9 180 7.1

D 500 19.7 355 14 300 11.8

E 630 24.8 500 19.7 380 15

F 750 29.6 650 25.4 550 21.6

Las dimensiones de las poleas, de acuerdo al perfil, se muestran en la Figura 43-I.

Verificación de las poleas.

1) Debe estar perfectamente limpia, si es necesario lavarla no se deben usar

combustibles, es recomendable el lavado con detergente. 2) Los bordes de los canales no deben tener malformaciones. 3) Deben estar perfectamente alineadas. Si la polea tiene más canales que correas,

usar la parte interior, es decir, que las correas se instalarán sobre el lado del motor.

4) Con el calibrador de poleas se mide el desgaste. Si fuese uniforme y superior a 2

mm. en un lado acortará la vida de las correas. Debe evaluarse su recambio.

Para determinar el diámetro de una polea según las necesidades del bombeo, se puede usar la siguiente fórmula:

d = G.P.M. x R x D R.P.M.


donde: d = diámetro de la polea del motor

R = relación de transmisión en el reductor

D = diámetro de la polea del equipo

RPM = revoluciones por minuto

Ejemplo: Determinar el diámetro de la polea a instalar en el motor de 1170 RPM en un equipo Lufkin 320 que bombeará a 9.5 G.P.M. El equipo Lufkin tiene una polea de 1194 mm. (47") y tiene una relación de reducción de 30,12:1 Luego, aplicando la fórmula d = 9.5 x 30.12 x 1194 = 292mm.

1170 La elección estará entonces entre una polea de 280 mm. o una de 300 mm. Como la

tendencia puede ser para aumentar o disminuir velocidad según las necesidades en particular se puede calcular también a cuantos golpes por minuto bombeará con cada polea, usando la fórmula.

GPM = RPM x d R x D donde para 280 mm. será:

1170 x 280 = 9.1 GPM 30.12 x 1194

y para 300 mm. será: 1170 x 300 = 9.7 GPM

30.12 x 1194

Correas Si bien existen diferentes clases de correas, la tendencia es lograr el uso de la correa perfil

"C" para todos los sistemas de transmisión de los equipos de bombeo. Las normas BS 1140, Din 2215 y API 1B rigen las especificaciones de las correas. En la Fig. 44-I se observa (a) el corte de una correa en reposo y (b) en servicio, ninguna toca el fondo del canal de la polea. En la misma figura se indica el corte y las dimensiones seccionales de los perfiles A, B, C, D y E a modo ilustrativo.


En general para altas velocidades y bajas potencias son usadas las correas tipo A y B. La Fig. 46-I contiene un gráfico obtenido en función de las revoluciones por minuto en concordancia con el rango de diámetros de polea (velocidad) y la potencia a transmitir. De allí se puede deducir que la correa perfil "C", se adapta a nuestras necesidades, teniendo en cuenta que pueden trabajar hasta 8 juntas de acuerdo con las poleas de los equipos.

Figura 46-I


Para la instalación de correas exactamente iguales. Dentro de la misma longitud hay variaciones, ellas se identifican con el número de módulo, es decir que no es suficiente que sea la misma medida para que sean iguales, sino que también el número de módulo, debe ser igual o dentro de las siguientes tolerancias.

De 100 pulgadas a 200 pulgadas de longitud podrán tener de diferencia de hasta dos

números consecutivos

De 200 pulgadas y 300 pulgadas podrá existir el hermanaje hasta con 3 números correlativos de diferencia.

La identificación de la correa está impresa en el parte externa, indica la marca del fabricante (para hermanar debe ser del mismo fabricante) y el perfil, y otro número que indica el módulo. El orden ascendente indica mayores longitudes (50-51-52) y el descendente lo contrario. La velocidad máxima a que se debe someter una correa perfil "C" es de 30 metros por segundo.

El alto rendimiento de la correa de bandas o mando de correas (Power band), las ha hecho

de preferencia en las operaciones petroleras. Se trata de un conjunto de 2, 3, 4 ó 5 correas unidas en la parte superior, que eliminan varios de los problemas de desgaste prematuro que presentan las individuales. Si la polea es de más de cinco canales, se combinan con dos bandas de la misma marca, el mismo largo y el mismo módulo.

Tensión de las correas.

El exceso o falta de tensión acortarán la vida útil de las correas; la primera se manifestará con un ruido característico cuando "patinan" y la segunda mostrará aún bajo carga que ambas tangentes a las poleas (ambos lados de la correa) permanecen rectos, cuando en condiciones normales un lado será recto (tracción y el otro formará una comba leve). Si bien se puede obtener un correcto tensado, considerando simplemente que el óptimo será la tensión mínima sin que "patinen", existen instrumentos que medirán exactamente la tensión de las correas y los sectores de mantenimiento los deben usar para una correcta operación. Cuando se instalan correas nuevas, deben observarse con mucha frecuencia durante los primeros dos días, ya que pierden tensión rápidamente. La alineación de las poleas, es la base del buen rendimiento de las correas.

• Aisle La Energía


El largo de las correas, se calcula con la siguiente fórmula: L= 2c + 1.57 (D+d) + (D-d)2

donde: L = longitud que buscamos

C = distancia en los centros de los ejes

D = diámetro de la polea grande

d = diámetro de la polea menor

Todas las dimensiones son en pulgadas. El número que identifica a las correas, coincide aproximadamente con el largo, de esta forma, si el cálculo resulta en 227 pulgadas se usarán correas Nro. 255.

• Aísle la Energía

• Hable de Seguridad “ todos los días ”


SISTEMA DE BOMBEO P.C.P A fines de los años 20, Rene Moineau desarrolló el concepto para una serie de bombas helicoidales. Una de ellas tomó el nombre con el cual hoy es conocido, Progressing Cavity Pump (PCP). La bomba PCP está constituida por dos piezas longitudinales en forma de hélice, una que gira en contacto permanente dentro de la otra que está fija, formando un engranaje helicoidal:

1. El rotor metálico, es la pieza interna conformada por una sola hélice.

2. El estator, la parte externa está constituida por una camisa de acero revestida

internamente por un elastómero (goma), moldeado en forma de hélice enfrentadas entre si, cuyos pasos son el doble del paso de la hélice del rotor.

Cuando el rotor helicoidal gira dentro del estator se forman una serie de cavidades

selladas que avanzan desde la succión de la bomba hacia la descarga, generando una acción de bombeo de cavidades progresivas. Cuando una cavidad se va cerrando otra se está abriendo exactamente en la misma medida, resultando de esta manera un flujo constante y contínuo, proporcional a las revoluciones del rotor y totalmente libre de pulsaciones. Este movimiento permite el bombeo de una variedad de fluidos, incluyendo los de alta viscosidad, livianos, parafinosos, con altos porcentajes de sólidos, etc.

Debido a las primeras ventajas del sistema, como la baja inversión inicial, se extendió su aplicación a la extracción de petróleo, generalizandose su uso después de la década de los 70. Muy pronto, las fábricas comenzaron con importantes avances en términos de capacidad, presión de trabajo, tipos de elastómeros y distintas geometrías.

Algunos de los avances logrados y que en la actualidad juegan un papel importante, han extendido su rango de aplicación que incluyen:

• Producción de petróleos pesados y bitumenes (< 10ºAPI) con cortes de

arena hasta un 50 %. • Producción de crudos medios (18-30 º API) con limitaciones en el % de

SH2. • Petróleos livianos (>30º API) con limitaciones en aromáticos. • Producción de pozos con altos % de agua y altas producciones de fluido,

asociadas a proyectos avanzados de recuperación secundaria (por inyección de agua).

• Producción de pozos con bajos % de agua y altos cortes de arena. INSTALACIÓN TÍPICA Las bombas de cavidades progresivas(PCP) son bombas de desplazamiento positivo la cual consiste, como se explicó anteriormente, en un rotor de acero de forma helicoidal y un estator de elastómero sintético moldeado dentro de un tubo de acero.

El estator es bajado al fondo del pozo formando parte del extremo inferior de la columna de tubos de producción (tubings) y se mantiene anclado por un ancla de torque, mientras que el rotor es conectado y bajado junto a las varillas de bombeo. La rotación del rotor


dentro del estator es transmitido por las varillas de bombeo, cuyo movimiento es generado en superficie por un cabezal.

Instalación típica de P.C.P

Grampa para vástago pulido

Transmisión a correas

Vástago pulido

TEE de producción

Cabeza colgadora de tbgs

Cañería de producción

Varillas de bombeo

Motor eléctrico

Niple de paro

Figura 47-I


FUNDAMENTO DE LA BOMBA. Las bombas de cavidad progresiva PCP son un tipo especial de bomba de desplazamiento positivo, en el cual el fluido es arrastrado a través de las helicoides (Estator y rotor). Estas bombas mantienen un sello de líquido permanente entre la entrada y la salida de la bomba, por la acción y la posición de los elementos de la misma que mantienen un cierre dinámico. Por estas características las bombas PCP pueden bombear fluidos viscosos, abrasivos y multifásicos, con un amplio rango de caudales y distintas presiones. Existen distintos tipos de geometrías de PCP:

• Geometría de simple lóbulo: relación 1:2 ( el primer número significa la cantidad de lóbulos del rotor y el segundo, la cantidad de lóbulos del estator).

• Geometría de multi-lóbulo: relación 2:3, 3:4, etc.

Corte Transversal

Geometría de simple lóbulo Geometría de multi-lóbulo SIMPLE LÓBULO Cuando el rotor está posicionado dentro del estator se produce una serie de cavidades de fluido idénticas. Cada una de esas cavidades forma una espiral alrededor del rotor y a lo largo del mismo. En un corte longitudinal de la bomba el N° de cavidades separadas es siempre uno más que el N° de lóbulos del rotor

El movimiento del rotor dentro del estator es un combinación de 2 movimientos: una rotación en sentido horario del rotor sobre su propio eje y una rotación antihorario de la excentricidad del rotor sobre el eje del estator. Con esta geometría el rotor se desplaza lateralmente en el plano del estator como muestra la figura. Desplazamiento:


Con el movimiento de rotación las cavidades se mueven axialmente desde la succión hasta la descarga creando la acción de bombeo. Cuando el rotor completa una revolución, el volumen contenido entre el rotor y el estator es desplazado un paso. Como el área es constante y la velocidad es constante entonces el fluido bombeado es no pulsante (uniforme).

Como muestra la figura el desplazamiento es función de la excentricidad de la bomba, del diámetro del rotor, y de la longitud del paso del estator. El desplazamiento puede ser calculado usando: V= Area * Paso = Volúmen desplazado en 1 Revolución o giro. V= 4 * e * Ør * Pe Donde: e: excentricidad de la bomba. Ør: diámetro del rotor. Pe: paso del estator. V: volumen de desplazamiento (m3/Revolución). Por lo tanto el caudal teórico es directamente proporcional al desplazamiento y a la velocidad de rotación. Qt= V * N Donde: Qt: caudal teórico (m3/d) V: volumen (m3/Revolución) N: velocidad de rotación (Revoluciones/día).

etapa

Ps

Pp

dD

4 * excentricidad


Sin embargo durante la operación de bombeo, por presión diferencial a lo largo de la bomba algo de fluido puede escurrir a través de los sellos de las cavidades, causando una reducción en el caudal. Como resultado el caudal de producción es la diferencia entre el caudal teórico y dicho escurrimiento. Q= Qt – Qe Donde: Qe: caudal de escurrimiento. Este caudal de escurrimiento depende del ajuste entre el rotor y el estator, de las propiedades del elastómero , de la viscosidad del fluido y de la presión diferencial de la bomba. La cantidad de veces que la línea de sellos se repite, define el número de etapas de la bomba. Cada etapa está diseñada para soportar una determinada presión diferencial, por lo tanto a mayor Nº de etapas, mayor es la capacidad para vencer una diferencial de presión.

MULTILÓBULO Se pueden utilizar bomba PCP multi – lóbulo porque tienen como ventaja una mayor capacidad para manejar altos caudales y altas capacidad de elevación con bombas de igual diámetro a las simple lóbulo y como desventaja requieren un mayor torque para transmitir.

Manual de Producción – PAE - Argentina 1-II

II - DINAMÓMETROS INTRODUCCIÓN Optimizar el funcionamiento de un sistema de extracción es lograr un funcionamiento que asegure extraer del pozo la máxima cantidad de fluido que los reservorios puedan aportar, con el mínimo consumo energético y costo operativo; mantener el régimen de operación equilibrado, ni sobredimensionado ni subdimensionado; tener en cuenta las dificultades de la extracción, la presencia de gas, de arena, de parafinas, agresividad del fluido, etc. El sistema debe consumir el mínimo de energía, eléctrica o calórica, compatible con la máxima extracción. Y a su vez, esta máxima extracción debe ser compatible con el potencial productivo de los reservorios. Por lo tanto, para conocer el rendimiento de un sistema de extracción artificial por bombeo mecánico alternativo, no es suficiente con conocer la cantidad de fluido que produce un pozo. Es necesario relacionar el caudal con la cantidad de intervenciones a los pozos por correctivos o por mantenimiento; con el consumo de energía; con la atención y servicios que requiere; con los recursos materiales y humanos volcados a su mantenimiento y control; con la duración de los equipos y elementos en uso; etc. y obtener el rendimiento total del mismo comparándolo con la producción máxima teórica estimada para ese pozo. Asimismo, como la producción de fluidos no es constante en el largo plazo, el régimen deberá siempre ser revisado periódicamente y corregido para mantenerlo en un valor óptimo respecto al rendimiento volumétrico. Es necesario contar con una base de datos y estadísticas que tendrán que ver la siguiente información: 1. Realización e interpretación de mediciones físicas (nivel y dinamómetro) a fin de

observar la forma en que está funcionando el sistema y si conviene introducir algún cambio en sus condiciones.

2. Obtención de los parámetros de operación del sistema bajo estudio, a fin de conocer la situación operativa real y a tiempo actual, con los informes correspondientes sobre consumos, rendimientos, etc.

Los parámetros más representativos del funcionamiento del sistema son: • Cargas máximas y mínimas sobre el vástago y varillas. • Estiramientos de las varillas y tubing y recorridos efectivos del pistón de la bomba. • Nivel dinámico y presión de admisión a la bomba de profundidad. • Llenado de la bomba de profundidad. • Existencias de pérdidas a través de las válvulas fija y móvil. • Caudal efectivamente desplazado por la bomba de profundidad. • Esfuerzos en las varillas y en vástago de bombeo. • Balanceo del equipo de bombeo. • Valor del torque aplicado al reductor del AIB. • Potencia consumida para el trabajo. • Rendimientos del sistema.

Manual de Producción – PAE – Argentina 2-II

Información previa: • Caudales del pozo medidos en campo. • Porcentaje de agua contenida. • Características de los fluidos producidos, viscosidad, densidad. • Relación gas - petróleo • Nivel dinámico medido en campo. • Especificaciones tamaño y tipo del equipamiento, motor, AIB, vástago y varillas,

bomba de profundidad, tubing, ancla, entubación etc. • Profundidad de la bomba, ubicación de punzados, profundidad de tubing y de anclaje. • Velocidad de bombeo y longitud de la carrera actual. La base de estos estudios tendientes a realizar un diagnóstico, es la obtención en campo de mediciones dinamométricas y registros de niveles, lo que se conoce bajo el nombre de mediciones físicas. MEDICIONES FÍSICAS En el caso de pozos equipados con bombeo mecánico como sistema de extracción, se entiende por “Mediciones Físicas” al registro de dinamómetros (de superficie y de fondo) y de ecómetros con el fin de observar el funcionamiento del AIB, de la bomba de profundidad, esfuerzos a las varillas etc.; las posiciones de los niveles estáticos y/o dinámicos del pozo y evaluar el comportamiento del sistema. El registro de ecómetro con el fin de conocer la posición del nivel (estático y/o dinámico) es aplicable no solo a pozos de bombeo mecánico sino también a otros sistemas, tales como el bombeo con bombas de cavidad progresiva (P.C.P) EQUIPO DINAMÓMETRO El dinamómetro tal como lo expresa su nombre, es un equipo medidor de fuerzas (o del peso de determinado elemento) y se lo utiliza en el sistema de bombeo mecánico para registrar la carga aplicada en el vástago de bombeo y a la columna de barras a lo largo del recorrido de la misma. La carga instantánea aplicada al vástago será registrada en una carta o gráfico en forma continua en diferentes posiciones a lo largo de todo el desarrollo del ciclo de bombeo, dibujando una curva dinamométrica de la carga en función del recorrido. Las lecturas mencionadas, tomadas todas en superficie, permiten deducir el comportamiento físico de todos los restantes elementos que integran el sistema. Gracias al continuo avance de la computación es posible contar hoy con una herramienta de fundamental importancia en la evaluación del sistema de bombeo mecánico alternativo. Por muchos años, analizar cualitativamente el funcionamiento de la bomba de profundidad por una interpretación visual de un diagrama de fuerzas y desplazamientos, obtenido en superficie, fue una tarea dificultosa aún para los expertos. Con el nuevo método se pueden valorizar y verificar esfuerzos en cualquier punto de la sarta de varillas, torques en la caja reductora, contrapeso óptimo, potencia requerida, desplazamiento de fluido en la bomba, etc. El manejo de esta información se basa en un


modelo compuesto por un transmisor (bomba de profundidad), una línea de transmisión (varillas de bombeo) y un receptor (el dinamómetro). En su rol, las varillas transmiten continuamente información desde la bomba de profundidad a la superficie, pero esta información recibida en el vástago está codificada y es necesario decodificarla. El registro de fuerzas y desplazamientos vs. tiempo se obtiene actualmente por medio de un sensor de cargas instalado entre la grampa y la cruceta, y un registro de carrera que se desplaza solidario a la cruceta. La información de los sensores es recibida por una computadora que realiza el dinamómetro de superficie y lo archiva en un disquete. Posteriormente con esta información y todos los datos de entrada necesarios se obtiene, mediante el programa del prestador del servicio (SEPECO), un completo análisis del comportamiento del sistema de bombeo. Es posible obtener un análisis cuantitativo en cualquier profundidad de la sarta de barras de bombeo, teniendo en cuenta las cargas estáticas y dinámicas. Las varillas transmiten información en forma permanente desde la bomba de profundidad a la superficie, de modo que interpretando esta información, se conoce qué sucede en el fondo del pozo con la bomba. La interpretación es un problema de tipo matemático, y consiste en un modelo matemático que resuelve la ECUACIÓN DE LA ONDA ELÁSTICA, tal es el comportamiento de la sarta de barras de bombeo durante el movimiento alternativo. Los instrumentos interpretan la información en base a las señales recibida en el vástago (fuerza vs tiempo y desplazamiento vs tiempo), calculan valores de los esfuerzos en cualquier punto de la columna de barras y obtienen gráficos representativos del funcionamiento de la bomba de profundidad en el fondo del pozo, además de los gráficos tradicionales de superficie. DINAMÓMETRO CONVENCIONAL DE SUPERFICIE:

Para comprender el origen del gráfico dinamométrico es conveniente analizarlo desde el punto de vista del registro convencional, tomado en superficie por un dinamómetro tipo Leuter, a fin de entender primero un gráfico básico para luego observar los de fondo y estudiar distintas interpretaciones de los mismos. Cualquiera sea el sensor, se debe colocar en superficie a fin de cargar sobre él todo el peso que actúa sobre el vástago. En las figuras siguientes se pueden observar dónde van colocados dichos sensores.


Para comenzar el análisis de un gráfico dinamométrico tipo, se debe tener presente el funcionamiento de una bomba mecánica de profundidad, y considerar por ahora que se desprecian los efectos de todas las cargas dinámicas. Sobre el eje horizontal (abscisa) se representa el desplazamiento del vástago, en función de la carrera del aparato, y sobre el eje vertical (ordenada) se representan las cargas sobre el vástago, obteniendo así en un gráfico cerrado, una curva teórica ideal. Observar la siguiente figura

A

B C

D

O

Luego de instalado el sensor, al iniciar el movimiento, el punto “A” representa la posición de la cabeza de mula en el punto muerto inferior, que es el inicio de la carrera. En esa posición el vástago soporta únicamente el peso estático de las varillas sumergidas en el líquido dentro del tubing, por lo que la ordenada OA representa el peso de las varillas sumergidas. Inmediatamente de iniciado el movimiento ascendente, en la bomba de profundidad se cierra la válvula móvil, (se asume por el momento que el cierre de la válvula y la transferencia de la carga es instantánea, dado que se despreciaron los efectos dinámicos y de rozamiento) por lo que la carga sobre el vástago aumentará inmediatamente, dado que además de las varillas hay que levantar el fluido. Por lo tanto, el punto “B” indicará el cierre de la válvula móvil y la ordenada OB, el peso de las varillas sumergidas más el peso del fluido, constituyendo en este caso la carga máxima que el vástago soportará durante todo el recorrido. (por lo tanto, si al valor OB se le resta el valor OA, el resultado será AB, que representa el peso del fluido. A partir de “B” continúa el desplazamiento del vástago de bombeo en su carrera ascendente hasta completarla en el punto “C”. Por lo tanto, el desplazamiento “ABC” representará el total de la carrera ascendente del equipo de bombeo, y su valor podrá ser leído con su proyección sobre el eje horizontal, en la escala de longitud adoptada . En el momento de iniciar el movimiento descendente, se abrirá la válvula móvil y el peso del fluido será transferido inmediatamente a la válvula fija de la bomba (que se cierra) y será soportado por el tubing, por lo que la carga sobre el vástago disminuirá en un cierto valor igual al peso del fluido. Por lo tanto se representa el punto “D” y la ordenada OD representará también el peso de las varillas sumergidas en el fluido.


Continuando con el movimiento del vástago, éste completará el ciclo de bombeo cuando nuevamente llegue al punto “A” , siendo CDA el desarrollo completo de la carrera descendente, cuyo valor podrá ser leído en su proyección sobre el eje horizontal, en la escala de longitud adoptada . Habiendo interpretado el movimiento ideal y la relación en cada punto con el funcionamiento de la bomba de profundidad, se analiza a continuación el mismo gráfico pero con los efectos de considerar a las varillas como un elemento elástico y no rígido. Usando los mismos puntos de cambio de las carreras, se incorpora el estiramiento de las varillas, cuyo efecto se observa en ambas carreras, ascendente y descendente. Observar la siguiente figura

A

B C

D

Desde que comienza la carrera ascendente en “A” hasta que se llega a la situación de carga máxima en “B” y por efecto del estiramiento de las varillas, el punto “B” no está sobre la vertical de “A” sino corrido hacia la derecha un cierto espacio, que es el recorrido representativo de la deformación de las varillas por el estiramiento, y que se registra hasta que la carga llega al valor máximo (Recién cuando se alcanza este valor “B”, se cierra efectivamente la válvula móvil). Como dijimos, la carrera ascendente completa se cumple en el trayecto ABC. Un efecto similar, pero en sentido inverso, por acortamiento, se produce al comenzar la carrera descendente, dado que el efecto de transferencia de carga a la válvula fija no es instantáneo, por lo que el punto “D” no está sobre la vertical de “C” sino corrido hacia la izquierda representando el efecto de contracción de las varillas hasta su longitud original. De acuerdo a lo mencionado anteriormente, el desarrollo de la carrera descendente, será CDA. Un gráfico como el anterior sigue siendo teórico ideal, pues no se da generalmente en situaciones reales, salvo que el pozo esté bombeando a un régimen muy bajo de velocidad, y entonces los efectos dinámicos se minimizan, configurando figuras que se pueden parecer a las teóricas. Considerando los efectos de rendimientos volumétricos y llenado en la bomba, tiempos de demora para las transferencias de las cargas y la presencia de fuerzas dinámicas, es decir debidas a las aceleraciones de las masas consideradas, masa de las varillas y masa de los fluidos, es que se producen gráficos con ciertas deformaciones, del tipo del que se adjunta a continuación.


masa de los fluidos, es que se producen gráficos con ciertas deformaciones, del tipo del que se adjunta a continuación. En la siguiente figura se puede observar un gráfico típico de un registro dinamométrico.

A

AA

B

C

D

Iniciando el análisis en el punto “A”, se observa que comienza el incremento de cargas en coincidencia con el comienzo de la carrera ascendente (Punto “A”), pero casi inmediatamente se nota una disminución de la misma hasta el punto “AA”. Este efecto se produce porque las varillas, que traen una cierta velocidad en el final de la carrera descendente, al invertir el movimiento devuelven parte de la energía de deformación absorbida en la carrera anterior tendiendo a contraerse, (como un resorte) por lo que la carga sobre el vástago disminuye en cierta medida (Punto “AA”). En el punto “AA” se produce efectivamente el cierre de la válvula móvil del pistón de la bomba de profundidad, incrementando las cargas y produciendo una curva ascendente hasta el punto “B”, punto de máxima. Durante el tramo “AA” - “B” no es constante la carga porque la velocidad del vástago va aumentando y se produce una combinación de alta aceleración con máxima masa (masa de varillas + masa de fluido) lo que genera la posición de carga máxima en “B”. A partir de este punto comienza a disminuir las cargas debido a la disminución de la velocidad del vástago hasta el punto donde se completa la carrera ascendente (Punto “C”). Al comenzar el descenso del vástago, la carga sobre éste disminuye pues al abrirse la válvula móvil se transfiere a la válvula fija y al tubing el peso del fluido. Así se llega al punto “D” donde el vástago lleva el máximo de velocidad descendiendo, iniciando a partir de ese punto una disminución de la misma. Por lo tanto, “D” representa el punto de carga mínima a partir del cual se incrementan nuevamente las cargas, las que van aumentando hasta llegar al extremo de la carrera descendente con un valor equivalente al punto “A”, que representa el punto muerto inferior donde termina la carrera descendente y comienza la ascendente. Son varios los factores que conforman la carga del pozo. Se encuentran cargas de tipo estático, (que actúan o inciden aún con el equipo detenido) y cargas dinámicas, que


aparecen por efecto del movimiento, es decir actúan solamente cuando el equipo está en movimiento.

PESO DE LAS BARRAS:

El peso (carga estática) del conjunto de las barras en el aire es fácil conocerlo o calcularlo, a partir del peso unitario de los diferentes tipos y diámetros de varillas que componen la columna de barras en un pozo. Existen tablas o gráficos que dan estos valores, de donde se los puede obtener y calcular el peso total de la columna. Hay que diferenciar entre el peso de las barras cuando se encuentran suspendidas en el aire y el que tienen estando dentro del tubing sumergidas en una columna de líquido. Se sabe, por el principio de Arquímides, que todo cuerpo sumergido en un líquido recibe un empuje hacia arriba por parte del fluido donde se encuentra. El valor del empuje es igual al peso del volumen del fluido que ha sido desplazado por efecto de sumergir el cuerpo sólido. Por lo tanto el peso de las barras sumergidas en un fluido dentro del tubing será menor que el peso de las mismas suspendidas en el aire. Es de fundamental importancia definir el peso de las barras sumergidas, cosa que puede valorizarse a partir de la lectura en el dinamómetro, que representa la situación real y particular del pozo en cuestión. Para esta determinación es necesario, al registrar el dinamómetro, realizar lo que se denomina “prueba de la válvula fija” deteniendo el equipo a unos ¾ del recorrido de la carrera descendente para registrar la carga. PRUEBA DE LA VÁLVULA FIJA:

En la siguiente figura, se puede observar lo siguiente:

Registro deválvula fija La carga aumenta

en caso de pérdida

Carreradescendente

FIGURA: PRUEBA VÁLVULA FIJA Si se detiene el equipo cuando se ha recorrido ¾ de la carrera descendente y se registra la carga del vástago en esa posición, la misma representa el PESO DE LAS BARRAS


SUMERGIDAS, ya que el peso del fluido contenido en el tubing no se manifiesta en el vástago, porque está soportado en esa posición por la válvula fija, cerrada durante la carrera descendente. Por lo tanto, ese registro se podrá chequear con el valor calculado en forma teórica del peso de las barras sumergidas y constatar si existe cierta correlación entre ambos, que dependerá de la magnitud del peso específico asumido para el cálculo. (Si por ejemplo el valor del dinamómetro es mucho más bajo que el calculado, también se podrá pensar en la existencia de altas fricciones en el tubing) Además, si la válvula fija pierde, que es la que en ese momento está soportando el peso del fluido, la circulación del líquido hacia abajo cerrará la válvula móvil, lo que provocará un aumento de la carga sobre el vástago y se registrará en el dinamómetro como una línea hacia arriba. Es una manera indirecta de observar el comportamiento de la válvula fija. Otro parámetro de valor fundamental que también puede obtenerse del dinamómetro es el peso del fluido, en relación a conocer el peso específico del mismo y el nivel dinámico dentro del pozo. Para esta determinación, se realiza lo que se denomina como “prueba de la válvula móvil”. PRUEBA DE LA VÁLVULA MÓVIL:

En la siguiente figura se puede observar lo siguiente

Registro de válvula móvil

La carga disminuye en caso de pérdida.

Carrera ascendente

FIGURA: PRUEBA VÁLVULA MÓVIL Deteniendo el equipo cuando el vástago ha recorrido un ¾ de la carrera ascendente y registrando en ese momento el valor de la carga, la misma representa el PESO DE LAS VARILLAS SUMERGIDAS MÁS EL PESO DEL FLUIDO y es la válvula viajera o válvula móvil la que soporta todo el fluido en ese momento. Observando la evolución de esa carga, si la misma disminuye (provocando un trazado de la línea hacia abajo, como se observa en la figura) significa que parte de la carga del fluido se está escurriendo a través de la válvula móvil. Pero cuando el fluido contiene un alto porcentaje de agua es posible que se registre una disminución de la carga por efecto del escurrimiento del fluido


de la presión diferencial, entre otras cosas. Este escurrimiento se lo puede confundir como una pérdida en válvula móvil, por lo que hay que tener cuidado al realizar un diagnóstico. Al registrar la válvula móvil es conveniente que, una vez que se ha detenido el equipo, no se produzca demora en tomar el registro, ya que inmediatamente que el pozo está parado el valor del nivel dinámico comienza a disminuir y aumentar la sumergencia, lo que provoca menor carga sobre el vástago, (ya que el peso del fluido soportado por la válvula móvil es el peso de la columna líquida entre la superficie y el nivel en el entrecaño). PESO DEL FLUIDO:

Una vez obtenido el valor de registro correspondiente a la válvula móvil, y restándole a este valor el que se registró como válvula fija, obtendremos de esa diferencia, el PESO DEL FLUIDO. Peso del fluido = valor válvula móvil - valor válvula fija Peso del fluido = (peso varillas sumergidas + peso fluido) - peso varillas sumergidas Obtenido el peso del fluido desde el dinamómetro y conociendo el nivel dinámico a partir de un registro con ecómetro, es de extrema utilidad para definir un valor más aproximado del peso específico promedio de la columna, ya que: Peso del fluido / nivel dinámico * área transversal = Peso específico de la columna La prueba de las válvulas se puede utilizar también para tener una idea comparativa de la ubicación del nivel dinámico en el pozo, ya que la magnitud del peso, y por lo tanto de la altura, será proporcional a la diferencia entre las válvulas. De esta manera cuanto mayor sea la diferencia en el dinamómetro, mayor será el peso de esta columna, mayor será la altura de la columna, y consecuentemente menor la sumergencia de la bomba. Por lo tanto, cuanto más separadas están las líneas de ambas válvulas en el registro dinamométrico, se deduce que más bajo es el nivel dinámico y viceversa, cuando esta distancia disminuye, indica que el nivel dinámico está subiendo y que el pozo no está produciendo a toda su capacidad. EFECTO DE CONTRAPESADO:

Otra carga estática a registrar es la que se conoce como “efecto de los contrapesos sobre el vástago” o “efecto de contrapesado”, es decir la carga que sobre el vástago se produce por colocar determinado tipo de placas de contrapesado en las manivelas. Este valor también se puede calcular teóricamente y obtener de tablas de acuerdo a los contrapesos utilizados, el que se podrá contrastar contra el registrado en el dinamómetro a fin de verificar el cálculo. Para determinar el efecto de contrapesado a partir del dinamómetro, es necesario trazar la línea de contrapeso, la que se debe registrar parando la unidad de bombeo en aproximadamente la mitad de la carrera, cuando la manivela está a 90° de rotación. En


esa posición, si en el vástago aislamos, mediante una grapa, el efecto de la carga del pozo (fluido y varillas), la única carga que se registrará en el gráfico (será una linea horizontal ya que no hay movimiento), será el efecto de los contrapesos. La distancia entre la línea de cero y la línea horizontal registrada, en la escala correspondiente, es el valor del denominado “efecto de contrapesado”, que también se utiliza para el cálculo del torque neto sobre el reductor. Además, la ubicación de la línea horizontal da idea del balanceo del equipo ya que las dos áreas en que queda dividida el gráfico deben ser iguales, considerando que se debe ejecutar un mismo trabajo tanto en la carrera ascendente como en la descendente. Hasta este punto se ha explicado la forma de obtener del dinamómetro los valores de cargas consideradas estáticas, tales como el peso de varillas, el peso del fluido, el efecto de contrapeso. Estas cargas, por supuesto presentes durante todo el ciclo de bombeo, se incrementan durante el movimiento, provocando esfuerzos mayores sobre las varillas y el vástago de bombeo bajo los efectos de las cargas dinámicas. El movimiento alternativo del vástago es ejercido directamente sobre la sarta de varillas, la que por su esbeltez se comporta como un elemento elástico que va trasmitiendo a todo su largo este movimiento como una onda de tipo longitudinal amortiguada. La onda transmitida, al mismo tiempo que impone un movimiento a la bomba, refleja sobre ésta y vuelve hacia arriba, encontrándose con el frente de onda descendente, con la que se compone en una resultante. La onda ascendente llega a superficie, donde puede producir un incremento o una disminución de la carga sobre el vástago y a su vez se vuelve a reflejar y se propaga nuevamente hacia la bomba, y así sucesivamente. La composición de estas series de ondas que se suman o restan produce tensiones adicionales en las varillas. Además de los efectos debido al movimiento de las masas, a las fricciones con el fluido y en la bomba, la sarta de varillas sufre también todos los efectos dinámicos propios de un cuerpo delgado sometido a vibraciones. Toda sarta de varillas vibra en una determinada frecuencia natural, pues se la considera como una varilla delgada sujeta en uno de sus extremos y libre en el otro y si se aplica una fuerza repentina en el extremo fijo, la misma se transmite a la velocidad del sonido como una onda longitudinal hacia el extremo libre, reflejándose. Estas fuerzas de vibración tienen efectos pronunciados en la forma del registro dinamométrico. En un AIB cumpliendo el ciclo de bombeo, las masas que debe levantar el vástago durante la carrera ascendente, son las de las varillas y la del fluido; por lo que el peso estático resultará de la suma de las mismas. Pero cuando se registra la carga máxima en el vástago se observa que la misma es mayor, en una determinada proporción, al peso estático correspondiente. La masa en movimiento, con sus variaciones de velocidad y de aceleración debidas al diseño y a la geometría de los aparatos de bombeo, modifica la forma de la carta dinamométrica y los valores de las cargas resultantes. Por lo tanto, la aparición de los esfuerzos dinámicos está fundamentalmente relacionados a la velocidad de rotación de la manivela, es decir, la velocidad de bombeo del equipo, expresada en “golpes por minuto” o “carreras por minuto” que producirá sobre el vástago una determinada variación en la velocidad de desplazamiento de la masa suspendida del mismo. Además de la velocidad de bombeo, otro parámetro que


incide de manera fundamental en la magnitud de los esfuerzos dinámicos es la longitud de la carrera a la que está trabajando el equipo. Para quien debe realizar una predicción de los esfuerzos y de las condiciones de trabajo del sistema, es sumamente importante conocer el tipo de movimiento que se produce en la columna de barras, dado que la ingeniería debe realizar cálculos previos en base a los cuales se deberán diseñar los sistemas de extracción y determinar las condiciones de funcionamiento. A partir entonces de un diagrama dinamométrico de superficie se pueden obtener varios de los parámetros necesarios para realizar un diagnóstico del funcionamiento del sistema. En la siguiente figura se observan distintas determinaciones en un dinamómetro de superficie.

Cargamáxima

Efecto decontrapeso

Carga mínima

Rango de cargas

Pesode

var illas

Peso de var illasmás peso defluido

Carrera del vástagoen super ficie

DINAMÓMETRO ELECTRÓNICO:

Se basa en el desarrollo de un modelo matemático que represente la instalación de las varillas de bombeo. Registrando la magnitud de las cargas sobre el vástago y midiendo los desplazamientos en la superficie del mismo, el programa calcula valores de carga y desplazamientos en distintos puntos a lo largo de la sarta de varillas y en la bomba de subsuelo dibujando diagramas de carga-desplazamiento en la superficie y en puntos deseados a lo largo de la sarta de varillas y un diagrama de la bomba de subsuelo. Esto se efectúa asumiendo que la columna de barras es un sistema de comunicación que transmite, desde el fondo hasta la superficie, impulsos instantáneos de fuerza a la velocidad de propagación del sonido en el acero. En el fondo de las varillas actúan una serie de esfuerzos originados por las variaciones de la carga del fluido impulsado por la bomba, durante la carrera ascendente y descendente, además de otras fuerzas que aparecen en la misma bomba y a lo largo de las varillas como resultado de aceleraciones, vibraciones de la columna, fricciones, etc.


De esta interpretación surgen entonces representaciones gráficas de los esfuerzos y desplazamientos producidos en el pistón de la bomba, constituyendo los “dinamómetros de fondo”, del tipo de los que se observan en la siguiente figura.

A

B C

D

Pf

E

Línea deceroFIGURA “A”

A

B C

D

Pf

E

FIGURA “B” En la figura “A” se representa un ciclo teórico perfecto del pistón de la bomba, sin movimiento de la tubería de producción y cuando solamente se bombea líquido, donde la única carga existente es el peso del fluido. Por lo tanto, la distancia entre BC y DA es la ordenada correspondiente a Pf, o peso del fluido levantado por el pistón. La parte negativa, por debajo de la línea de cero, representa el empuje E, es decir la fuerza de flotación hacia arriba, que actuarán como compresión sobre las varillas cercanas a la bomba. La distancia B-C representa la carrera ascendente y la D-A la carrera descendente, considerando los desplazamientos del pistón dentro de la bomba de profundidad. 1) Punto “A”. Al comenzar la carrera ascendente la válvula móvil se cierra. 2) De “A” hasta “B”, el peso del fluido se transfiere a las varillas. 3) Punto “B”. La válvula fija se abre dejando entrar fluido a la bomba. 4) De “B” a “C” el peso del fluido es soportado por las varillas mientras ingresa más

fluido a la bomba. 5) Punto “C”. La válvula fija se cierra; la válvula móvil permanece cerrada. 6) De “C” a ”D” el peso del fluido se transfiere de las varillas al tubing. 7) Punto “D”. La válvula móvil se abre. 8) De “D” a “A” el peso del fluido es soportado por el tubing mientras el pistón realiza la

carrera descendente. En la figura “B” se observa un gráfico teórico representativo de cuando se produce un movimiento en la tubería. El movimiento del tubing en el mismo sentido en que se mueve el pistón de la bomba, modifica la forma y la rapidez con que se transfiere el peso del fluido de la sarta al tubing y viceversa. La forma del paralelogramo mostrado en la figura está causada por el estiramiento y contracción de la tubería no anclada, lo que produce un desfasaje en el tiempo de transferencia de la carga entre la válvula móvil y la fija.


El peso del fluido elevado por la bomba, es uno de los parámetros más importantes a tener en cuenta en el diseño y en el seguimiento del sistema de bombeo, por lo que se adjunta a continuación el análisis de algunas cartas de fondo para la obtención del mismo. REGLAS GENERALES PARA OBTENCIÓN DEL PESO DE FLUIDO

Llenado completo de bomba, tubings anclados línea superior del peso de fluido

Para ubicar la línea superior del peso de fluido la práctica aceptada es buscar en la parte superior derecha del gráfico de la bomba (no perturbada por efectos inerciales debido a que es el punto muerto superior) el cambio de dirección en el trazo (punto de inflexión).

0

Peso de fluido

Flotabilidad Línea inferior

Línea superior

Carrera neta

Golpe de fluido o interferencia de gas, tubings anclados, línea superior

La existencia de alguna de estas condiciones (golpe de fluido o interferencia de gas) implica una carta de fondo con una forma de nariz en la parte superior derecha. En el comienzo de la carrera descendente solo actúan las fuerzas debidas a rozamiento (por ausencia de fluido) y podemos asumir que esta fuerza es idéntica en ambas carreras; por esta razón podemos ubicar el límite superior del peso de fluido en una línea horizontal que divida en dos áreas iguales la mencionada nariz.

Nariz

Carrera neta

Carrera bruta

Peso de fluido

0

Llenado completo de bomba, tubings anclados, línea inferior de peso de fluido

En estas cartas es posible colocar el límite inferior del peso de fluido haciendo uso del principio de flotabilidad. Esta fuerza que actúa en sentido ascendente tiende a comprimir a la sarta de varillas por lo tanto se ubica por debajo de cero (fuerzas de tracción son


positivas) con una magnitud igual al 10% del peso de varillas en aire (valor que se obtiene del reporte del dinamómetro).

0

Peso de fluido

Flotabilidad Línea inferior

Línea superior

Carrera neta

Llenado incompleto de la bomba, movimiento de tubings

El límite superior de la línea de peso de fluido lo ubicamos, como vimos, por la línea que divide en áreas iguales la parte superior derecha del diagrama. Para el límite inferior debemos ubicarnos en el extremo inferior izquierdo dado que en este punto (punto muerto inferior) las fuerzas debidas a la fricción de las varillas tienden a cero y esto origina un giro en el trazo del diagrama. La línea inferior estará en esta zona (punto de inflexión) y con la magnitud sugerida por el principio de flotabilidad.

Carrera neta

Carrera bruta

Peso de fluido

0

Movimientode

tubing

Punto de inflexión

A continuación se observan diversas figuras dinamométricas que muestran diferentes situaciones de bombeo y/o estado de la bomba de profundidad.


INFORMES DE DINAMOMETRÍA Diagnosticar un pozo en bombeo mecánico significa conocer el estado de funcionamiento de todo el sistema a partir del registro de superficie: la carta dinamométrica. Diagnosticar con exactitud es de fundamental importancia ya que permite saber qué parámetros es necesario modificar para su optimización. Para realizar algunos cálculos previos de los parámetros que intervienen durante el bombeo de un sistema mecánico de extracción y poder obtener otros de los registros dinamométricos, es necesario contar con datos e información del tipo de la descripta a continuación: • Tipo de petróleo, gravedad o peso específico, viscosidad, porcentaje de agua,

salinidad y gravedad específica del agua, relación gas - petróleo, valores de producción real, curvas de producción, curvas IP.

• Tipo y tamaño, luz, tipo de válvulas, accesorios, de la bomba de profundidad, profundidad de asentamiento de la misma.

• Varillas, clase, largo y longitudes de diferentes tramos, diámetros. • Tubería, diámetro, largo, profundidad de asentamiento. • Ancla, tipo y profundidad. • Existencia o no de separadores de gas de fondo. • Presencia o no de packer. • Profundidad de los punzados. • Nivel estático y dinámico. • Longitud de la carrera del AIB y velocidad de bombeo. • Tipo, especificaciones y modelo del AIB. • Motor de accionamiento. Consumos de corriente. Los parámetros más importantes para conocer cómo está funcionando un sistema de bombeo mecánico, pueden dividirse en tres grupos principales: • Relacionados a la bomba de profundidad: carrera bruta del pistón y carrera aparente,

velocidad del pistón, caudal bruto desplazado, rendimiento volumétrico de la bomba, nivel dinámico, sumergencia, presión de fondo de admisión, peso del fluido, escurrimiento, pérdidas en válvulas, porcentaje de llenado.

• Relacionados a las varillas de bombeo y tubería: cargas máximas y mínimas, tensiones máximas y mínimas, tensiones en Goodman, esfuerzos de compresión por flotación, estiramientos, sobre - recorrido, estiramientos del tubing, anclaje correcto o no.

• Relacionados al AIB, motor e instalación de superficie. Cargas máximas, torque máximo y curva de torque, balanceo del equipo, consumos y potencias del motor, rendimientos generales.

En su mayoría pueden ser obtenidos a partir de la interpretación de una carta dinamométrica. A continuación se adjunta un informe dinamométrico.


INFORME DE MEDICIONES FÍSICAS (EL PRESENTE ES UN EJEMPLO DE UN INFORME TIPO, PUEDE VARIAR SEGÚN EL OPERADOR)

Datos de la instalacion Unidad de bombeo: MARCA Y DESIGNACIÓN API LUFKIN M-456D-305-168 De acuerdo al código API, M = MARK II; 456 = 456000 lbs-plg máxima capacidad de torque; 305 = 30.500 lb de máxima capacidad de carga en la viga y 168 = 168 plg. la mayor carrera disponible. SENTIDO DE ROTACIÓN: ANTIHORARIO CARRERA: 168.04 PULG (4,27 M) corresponde al valor medido al momento del dinamómetro G.P.M. 9,58 valor medido CONTRAPESOS (colocados en el equipo): TIPO CANTIDAD DISTANCIA CANT.AUX. OARO 4 0.00 0 Nº O 0.00 0 NOTA: La distancia es un valor promedio de las distancias de cada contrapeso medidas en pulgadas desde el extremo de la manivela. Motor TIPO ELECTR POTENCIA 75. 00 HP SARTA (Datos entregados por el cliente): GRADO Y DESIGNACION API = 87 La identificación API de las varillas, utiliza la cantidad de octavos que contiene cada medida del diámetro. Para 1”, que son 8 octavos, corresponde el Nº8; para 7/8 ", que son 7 octavos, corresponde al Nº7; para 3/4”, que son 6 octavos, corresponde el Nº 6; para 5/8”, que son 5 octavos, corresponde el Nº5; para1/2”, que son 4 octavos, corresponde el Nº4. Por ejemplo, una sarta 86 es una combinación de 1”, 7/8” y 3/4" y una sarta 87 es una combinación de 1” y 7/8”.- DIAM PORCENTAJE LONGITUD PESO MATERIAL (PULG) (%) (MTS) (LB/PIE) 1.000 38.2 617.22 2.904 ACERO 0.875 (7/8”) 61.8 998.22 2.224 ACERO LONGITUD TOTAL DE LA SARTA 1615.44 MTS


PESO DE LA SARTA EN AIRE (WRA) 13164 LBS. (5971 KG) PESO DE LA SARTA EN FLUIDO (WRF): 11496 LBS.(5214 KG) El peso de la sarta en el aire se calcula conociendo el peso unitario (Kg/m o Lb/m) y la longitud de cada tramo.' El peso de la sarta en el fluido se obtiene afectando al anterior por un coeficiente de flotación (generalmente 0.88) Bomba de profundidad (datos entregados por el cliente) DIAMETRO 1.75 PULG. PROFUNDIDAD 1623.99 MTS Datos de producción (entregados por el cliente) PRODUCCION BRUTA: 62.00 M3/D PORCENTAJE DE AGUA: 90.00 % GRAVEDAD ESPECIFICA PROMEDIO: 0.990 PRESION DE CASING (medida en el pozo): 6.00 KG/CM2 PRESION EN BOCA DE POZO: 6.00 KG/CM2 PROFUNDIDAD DEL ANCLA/PKR 1656.00 MTS. DIAMETR0 DE TUBING 2,875 PULG Valores medidos y calculados Estos valores se calculan a partir del dinamómetro registrado Valvulas VÁLVULA MOVIL (TV) 16.144 LBS.(7323kg) PIERDE 29 LBS (13kg) EN 3 SEG. VÁLVULA FIJA (SV) 11.659 LBS (5289kg) PIERDE 71 LBS (33kg) EN 3 SEG Unidad de bombeo CARGA MAXIMA (PPRL) 22870.54 LBS. (10374,08 KG) CARGA MÍNIMA (MPRL) 7262.33 LBS. 3294,20 KG) valores medidos del dinarnómetro, segun escala. PORCENTAJE DE CARGA ESTRUCTURAL 74.99% corresponde a la relación entre la carga máxima medida y la máxima disponible, en %. EXISTENTE EN BALANCE TORQUE MAXIMO REDUCTOR (LBS-PULG) 773.660 496.508 Aplicando un programa, se obtiene el diagrama de torque punto a punto, a partir del dinamómetro y aplicando los factores de torque. De dicha curva se obtienen los valores. PORCENTAJE DE TORQUE (%) 169.66 % 108.88% Relación entre torque real y la máxima capacidad de torque del reductor EFECTO DE CONTRAPESO (LBS.) 12.471 17.626 Está en función de los contrapesos utilizados, el efecto de carga que originan sobre el vástago.


TORQUE MAXIMO CPESOS (LBS-PULG) 1.303.898 1.691.792 Representa el máximo torque que producen los contrapesos en uso, para equilibrar el torque producido por la carga del pozo.

EXISTENTE EN BALANCE DISTANCIA DE CONTRAPESOS (cm) 0.00 -91.21 (excede los limites) medida desde el extremo de la manivela hasta la placa. EFICIENCIA TORSIONAL 0.29 0.43 Relación entre el torque promedio y el torque máximo. Da idea de los picos de torque. Conviene que sea mayor a 0. 3. FACTOR DE CARGA CÍCLICA 1.61 1.37 Indicador que da idea de la eficiencia en el uso del equipo, si está bien aprovechado o no. Según el tipo de AIB, debe ser menor de 1, 5 para convencional y menor de 1,3 para MII

POTENCIAS

Las potencias son calculadas con diferentes formulas y a partir del dinamómetro HiDRAULICA S/VOLUMEN EN TANQUE 13.61 HP TOTAL EN EL VASTAGO (PRHP) 32.63 HP ESTIMADA EN EL MOTOR 58.52 HP POTENCIA PICO DEL MOTOR EN REGIMEN 60.17 HP

DIAGRAMA DE GOODMAN DIAM. CARGAS DIAGRAMA DE GOODMAN

(PULG) (LIBRAS) FACTOR 1.0 0.8 0.6 MAX. MIN. LIMITE % LIMITE % LIMITE % 1000 22871 7262 26665 80 21332 111 15999 179 0.875 16248 2170 18508 86 14807 111 11105 158 El diagrama de Goodman permite conocer la relación optima entre la tensión máxima y minima para una varilla de bombeo, según el grado de acero y el factor de seguridad que se tome. Comparando estas tensiones con las calculadas, se obtiene el % de solicitación. El factor de uso hace referencia a si las varillas son nuevas (factor 1) o usadas.

TABLA DE PRESIONES DE FONDO Y NIVELES

GRAVEDAD PRESION DE FONDO SUMERGENCIA NIVEL ESPECIFICA (KG/CM2) (Mt) (Mt)

1.00 21.55 216 1408 0.90 5.31 59 1565 0.80 0.00 0 1624 0.70 0.00 0 1624 0.99 19.92 201 1423


Estos valores son obtenidos a partir de la interpretación del dinamómetro de fondo. Obteniendo el nivel dinámico por cálculo, se llega a una determinación de gravedad específica que sea compatible con dicho nivel. NIVEL DINAMICO DE FLUIDO (ACUSTICO) 1150.00 MTS. Corresponde a un valor obtenido con el sonolog NIVEL CORREGIDO POR McCOY 1414.86 MTS. El valor del nivel dinámico obtenido del sonolog, se corrige por cálculo, aplicando factores que están en función de la presión de casing y de la estimación de la velocidad de recuperación de la misma. DINAMÓMETRO DE FONDO CARRERA BRUTA 155.20 Pulg (3.94 m) CARRERA APARENTE 116.77 Pulg (2.97 m) DESPLAZAMIENTO BRUTO 84.42 m3/d DESPLAZAMIENTO APARENTE 63.51 m3/d Los desplazamientos son calculados aplicando las carreras y en función de las características de la bomba y funcionamiento.(diámetro y GPM). EFICIENCIA (VOL. TANQUE/BOMBA) 97.62 % Comparación entre control del pozo y el desplazamiento aparente calculado. LLENADO DE BOMBA 75.24 % Relación entre la carrera aparente y la carrera bruta. CARGA MAXIMA 6173.24 Lbs. (2800.18Kg) CARGA MINIMA -4679.03 Lbs. (2122.41 Kg) PESO DE FLUIDO (Wf) 4818.49 Lbs. (2185.67Kg) Calculados a partir del dinamómetro del fondo. SOBRE RECORRIDO 7.71 Pulg (19.58 cm) ESTIRAMIENTO 20.89 Pulg (53.06 cm) MOVIMIENTO DE TUBING 0.00 Pulg (0. 00 cm) ESTADO DEL TUBING: ANCLADO


EJEMPLO DE INFORME DE DINAMÓMETRO DEL POZO PCG-228


NIVEL DE FLUIDO. DESCRIPCIÓN El nivel de fluido en un pozo puede ser determinado acústicamente por la generación de un pulso de presión realizado en superficie y registrando los ecos de las cuplas, obstrucciones y el nivel de fluido; mediante el uso de instrumentos denominados detectores acústicos de nivel. Un cartucho de fogueo ha sido la fuente tradicional de este pulso hasta el moderno desarrollo de la pistola de gas. En los pozos cuyo espacio anular tiene menos de 100 psi de presión, la cámara de volumen del instrumento es presurizada con 100 psi por encima de la presión del casing, mediante el uso de anhídrido carbónico o nitrógeno. El gas es expandido instantáneamente en el espacio anular y esto genera el pulso de presión. En aquellos pozos cuya presión de espacio anular es mayor a 100 psi se reduce la presión de la cámara del instrumento hasta un valor de presión menor a 100 psi. Seguidamente se produce la comunicación instantánea entre espacio anular y cámara que genera la onda de presión buscada. Un micrófono convierte los pulsos de presión reflejados en las cuplas, líquido u otras obstrucciones, en señales eléctricas que son filtradas, amplificadas y graficadas en una carta. El equipo utilizado consta de: la cámara de disparo o expansión que va conectada al espacio anular con el pequeño cilindro de gas, sostenido por el operador, de dióxido de carbono o nitrógeno que provee la energía necesaria para producir la onda de presión. Conectado eléctricamente a aquella se observa el receptor provisto del circuito electrónico que recibe, traduce y amplifica los ecos de las obstrucciones del espacio anular y el mecanismo registrador de señal INTERPRETACIÓN DE LOS REGISTROS En general es posible obtener datos ajustados de niveles de fluido con estos instrumentos. Las dificultades en la determinación de niveles se presentan cuando está presente alguna de estas condiciones: (1) Espacio anular conteniendo fluido con gas, (2) Espacio anular con espuma y (3) Enmascaramiento de las cartas . COLUMNA DE FLUIDO GASEOSO. Esto se da en aquellos pozos que ventean gas por el espacio anular . Al migrar el gas de la fase líquida al espacio anular superior genera disturbios y ruidos que pueden generar confusión en la interpretación de la carta. En ocasiones se puede verificar la procedencia del disturbio cerrando la válvula del casing y observando la aguja registradora del instrumento; si esta cesa su movimiento comprobaremos que la procedencia del disturbio tiene el origen antes mencionado. ESPACIO ANULAR CON ESPUMA. Cuando el fluido pasa de la formación al pozo se produce una caída de presión. La espuma está presente en algunos pozos cuando esa pérdida de presión es relativamente menuda y se forman pequeñas burbujas muy estables, que no permiten que se produzca


el reflejo de la onda acústica generada en superficie por lo que se torna imposible detectar el nivel de fluidos. RUIDOS Y ENMASCARAMIENTO. Los ruidos inherentes al pozo pueden distorsionar las reflexiones por lo tanto se deberá detener la unidad de bombeo. En ciertos pozos se verifica un alto nivel de ruido que puede durar hasta 10 o 15 minutos después de cerrar la tubería colectora de gas y parar la unidad. Esto se debe al continuo desprendimiento de gas del fluido en el pozo o en la formación . La parafina, corrosión, incrustaciones, etc. suelen enmascarar los reflejos de la onda de presión. En estos casos un incremento de la presión del casing logra, en ocasiones, incrementar significativamente la respuesta. Otro recurso usado es aumentar el rango del pulso de presión inicial. Finalmente mencionaremos que en la actualidad se corrige el nivel de fluido obtenido en aquellos pozos con presencia de gas. Para ello se toma el incremento de presión en el casing en un determinado tiempo y de acuerdo a este valor se halla el nivel de fluido corregido que es mayor al obtenido primariamente por el disparo.

Manual de Producción –PAE-Argentina

1-III

III- INTERVENCIONES DE POZOS NOCIONES GENERALES SOBRE CAMBIOS DEL DISEÑO DE PRODUCCIÓN

En esta sección daremos solamente ideas generales sobre el diseño de producción y los criterios que se tienen en cuenta para efectuar su cambio debido a que cada caso particular puede presentar características distintas. Los cambios de diseño se analizan generalmente en la revisión mensual de producción; no obstante en aquellos casos que sea necesario efectuar algún cambio no previsto deberá consultarse al Ingeniero de Producción. 1. BOMBAS Considerando un 100 % de eficiencia, la bomba desplaza en cada carrera un

volumen de fluido igual a la sección del pistón multiplicada por el recorrido de éste. Por lo tanto, suponiendo que el valor del recorrido del pistón sea aproximadamente igual a la carrera en superficie, podemos calcular la producción teórica de la bomba mediante la siguiente fórmula :

PT = Ap x S x G.P.M. x 0.0236

Donde:

PT = producción teórica (m3/día)

Ap = sección del pistón (pulg2)

S = carrera (pulg)

G.P.M. = velocidad de bombeo (golpes por minuto)

0.0236 = constante Otra forma de calcular dicha producción teórica es por medio del "factor de la

bomba" (K) que se define como: la producción de la bomba en barriles por día, con una carrera igual a una pulgada y velocidad de bombeo de un golpe por minuto.

Para obtener la producción teórica en Bls/día se multiplica el factor de la bomba (K)

por la carrera del vástago y por el número de golpes por minuto (para pasar de Bls/día a m3/día multiplicar por 0.1592). En la siguiente tabla se indican los diámetros de pistón, sus secciones en pulgadas cuadradas y los factores de las bombas comúnmente utilizadas en nuestra operación:

Manual de Producción – PAE-Argentina

2-III

Tabla I-III

Diámetro Pistón

Sección Pistón (pulg2)

Factor (K)

1-1/2" 1.767 0.262 1-3/4" 2.405 0.357 2" 3.142 0.466 2-1/4" 3.976 0.590 2-3/4" 5.940 0.881

Ejemplo : Una bomba con pistón de 2", carrera 144" y a 12 G.P.M. tendrá la siguiente producción teórica

Aplicando la fórmula PT = 3.142 x 144 x 12 x 0.0236 = 128 m3/día Con el factor (K) PT = 0.466 x 144 x 12 x 0.1592 = 128 m3/día

En la Tabla II-III se indican los valores de producción teórica en m3/d de las bombas que comúnmente utilizamos en nuestra operación.

Tabla II-III

BOMBAS DE PROFUNDIDAD

Capacidad de Extracción (m3/día) al 100 % de eficiencia Diámetro Golpes por Minuto de la Long. Bomba carrera 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

34 7 8 10 11 13 14 16 17 18 20 21 44 9 11 13 15 16 18 20 22 24 20 27 54 11 13 16 18 20 22 25 27 29 31 34 64 13 16 19 21 24 27 29 32 35 37 40 74 15 19 21 24 27 30 33 37 40 43 46 1-1/2" 85 18 21 25 28 32 35 39 42 46 50 53 100 21 25 29 33 37 42 46 50 54 58 62 120 24 30 35 40 44 49 54 60 65 70 74 144 29 36 42 48 53 59 65 72 78 84 89 168 34 42 49 55 62 69 76 84 91 97 104


3-III

Tabla III-III

BOMBAS DE PROFUNDIDAD (Cont.)

Diámetro Golpes por Minuto de la Long. Bomba carrera 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15

34 10 12 13 15 17 19 21 23 25 27 29 44 12 15 17 20 23 25 28 30 33 35 38 54 15 18 21 25 28 31 34 37 40 43 46 64 18 22 25 29 33 36 40 44 47 51 54 74 21 25 29 33 38 41 46 50 54 58 63 1-3/4" 85 24 29 34 39 43 48 53 58 63 68 72 100 28 34 40 45 51 57 62 68 74 79 85 120 34 41 47 54 61 67 74 82 88 95 102 144 40 49 56 65 73 81 89 98 105 114 122 168 47 57 66 76 86 94 104 114 123 133 143

34 13 15 18 20 23 25 28 30 33 35 38 44 16 20 23 26 29 33 36 39 42 46 49 54 20 24 28 32 36 40 44 48 52 56 60 64 24 28 33 38 43 47 52 57 62 66 71 74 27 33 38 44 49 55 60 65 71 76 82 2" 85 31 38 44 50 57 63 69 76 82 88 94 100 37 44 51 59 67 74 81 89 96 104 111 120 44 53 61 71 79 89 97 106 115 124 133 144 53 63 73 85 95 107 117 127 138 148 160 168 62 74 86 99 111 124 136 148 161 173 186 192 70 84 98 112 126 140 154 168 182 196 210

74 34 41 48 56 62 69 76 83 90 97 104 85 40 48 56 64 72 80 88 96 104 112 120 100 47 56 66 75 84 94 103 113 122 131 141 2-1/4" 120 55 67 78 90 101 112 124 134 145 157 168 144 66 81 94 108 121 134 141 161 174 189 202 168 77 94 109 126 141 156 173 188 203 220 235 192 90 108 126 144 162 180 198 216 234 252 270

100 70 84 98 112 126 140 154 168 182 196 210 120 84 101 118 134 151 168 185 202 218 235 252 2-3/4" 144 101 121 141 161 181 202 222 242 262 282 302 168 118 141 165 188 212 235 259 282 306 329 353 192 135 162 189 216 243 270 297 324 351 378 405


4-III

La producción real de la bomba (PR) depende de la eficiencia volumétrica (Ev); ésta varía de acuerdo a: la luz entre pistón y barril (pérdida por escurrimiento), régimen de bombeo, nivel de fluido, tubing con o sin ancla y las propiedades del fluido, en especial el contenido de gas libre en la bomba. Según lo anterior tendremos:

PR = Ev x PT o Ev = PR/PT Si en el ejemplo anterior la eficiencia de la bomba fuera del 80 % la producción real será:

PR = 0.8 x 128 = 102.4 m3/día El peso de fluido sobre la bomba depende del diámetro del pistón, del nivel de fluido del pozo y de la gravedad específica del fluido. Si no tenemos en cuenta la sección promedio de las varillas y consideramos que el fluido a extraer es agua, el peso de fluido sobre la bomba expresado en Lbs/pie o Lbs/m es el que se indica en la siguiente tabla:

Tabla IV-III

Diámetro Pistón Lbs/pie Lbs/m

1-1/2" 0.76 2.49

1-3/4" 1.03 3.38

2" 1.36 4.46

2-1/4" 1.72 5.64

2-3/4" 2.56 8.40

Multiplicando estos valores por el nivel de fluido (pies o metros) se obtiene el peso de fluido en libras. La profundidad a la cual está asentada la bomba no interviene ya que el trabajo que realiza la bomba es elevar el fluido a partir del nivel de fluido del pozo. Por ejemplo, en un pozo con nivel de fluido a 1830 m (6000') y bomba con pistón de 2", la carga estática sobre la bomba será:

1.36 x 6000 = 8160 Lbs Si el diámetro del pistón fuese de 1-3/4"

1.03 x 6000 = 6180 Lbs. El criterio que siempre debe tenerse en cuenta es que con menores cargas se prolonga la vida útil de los materiales. En consecuencia, siempre que se pueda obtener la misma producción con una bomba de menor diámetro, deberá utilizarse esta última.


5-III

Cuando se estudia la posibilidad de cambiar una bomba por otra de menor diámetro para disminuir las cargas, hay que tener en cuenta que el rendimiento de la bomba suele estar por debajo del 100 %, especialmente en los pozos con mucho gas. 2. VARILLAS

La sarta de varillas se diseña de manera que las varillas superiores de cada tramo trabajen a la máxima tensión admisible. Los factores que se tienen en cuenta para el diseño, pueden resumirse en los siguientes: a. Nivel dinámico de fluido b. Presión de bombeo en boca de pozo c. Profundidad de la bomba d. Diámetro del pistón de la bomba e. Velocidad de bombeo y carrera del equipo Cuando se diseña una sarta de varillas se supone que el nivel está en la bomba y que el equipo bombea con la máxima carrera y con el mayor número de golpes permitido. En consecuencia, los únicos puntos que pueden justificar cambio de diseño son: ( c ) y ( d ). Siempre que se cambie la profundidad de la bomba o el diámetro del pistón deberá consultarse al Ingeniero de Producción para ver si es necesario cambiar el diseño. Si se baja una bomba de menor diámetro y no se cambia el diseño, éste quedará sobredimensionado. Si se cambia por una bomba de mayor diámetro deberá indefectiblemente controlarse el diseño de varillas porque las cargas aumentarán. Otras causas que justifican la revisión de un diseño son : pescas muy frecuentes y el cambio del equipo de bombeo. En todo diseño las varillas menos exigidas son las más profundas de cada diámetro. Sin embargo si el petróleo es muy viscoso puede ocurrir que las primeras varillas sobre la bomba trabajen a la compresión en la carrera descendente y se produzcan roturas por tal motivo. Para evitar estos inconvenientes se agregan sobre la bomba varillas de mayor diámetro (de 1" por ejemplo), a fin de darle peso para evitar esa compresión. De aplicarlo, no olvidar de cambiar el trozo sobre la bomba.


6-III

3. TUBING

El cambio de diseño consiste en este caso en variar la longitud de la tubería de producción para disminuir los problemas de bombeo debidos generalmente a pozos con gas y pozos con problemas de arena. a. Pozos con gas. En este caso se profundiza el tubing o se agregan caños de

cola, en lo posible por debajo de la zona productiva más profunda. Al profundizar el tubing se aumenta la eficiencia volumétrica de la bomba debido a su mayor sumergencia. La instalación de anclas de tensión, en estos casos e independientemente de la profundidad mejorará el rendimiento de los dispositivos especiales de antibloqueos.

b. Deposición de arena. Cuando el problema de la arena se hace crítico

provocando intervenciones frecuentes del tubing por atascamientos de la bomba, en general puede dar buenos resultados levantar el tubing. Esta operación facilita la decantación de la arena y puede disminuir la frecuencia de las intervenciones. Además, si se tiene problemas de obturación del ancla es conveniente colocar la misma por encima de los punzados. Otra forma sería producir el pozo sin ancla (como última instancia) en pozos de poca profundidad y con buen nivel de fluido.

También la utilización de filtros para tubing tipo "Parissi" contribuirá a dar solución al problema. Será importante para el diseño y pedido del filtro, disponer de muestras de la arena obteniéndola directamente del pozo.

Desarenadores, dispositivos de nueva generación, se están experimentando con cierto éxito (SANDTRAP). Basan su principio de acción en provocar laberínticamente un vórtice y/o efecto de hidrociclón, que decanta los sólidos rápidamente hacia la cámara dejada bajo él o los asientos de anclaje de la bomba. Este equipo es acompañado en su instalación por una válvula de purga en su parte inferior, que drena automáticamente cuando lo decantado supera un peso determinado.

MONTAJE DE EQUIPOS DE PULLING Al estar definido el diagnóstico de falla o perdida de producción que genere la necesidad del montaje de un equipo de pulling para reestablecer los niveles de producción deseados, se deberán tener en cuenta parámetros de SEGURIDAD, operativos y logística que potencien y optimicen el resultado de dicha operación especial. SEGURIDAD: El estado de los caminos de acceso al pozo a intervenir, locación, instalaciones de superficie ( AIB, armaduras, etc..) dimensiones apropiadas, presencia de derrames, anclajes correspondientes, inclemencias del tiempo reinantes, dirección del viento, etc.,tendrán un peso primordial para definir el movimiento del Rig deseado. También el cumplimiento de los procedimientos y procesos de análisis de las tareas a realizar, debidamente procesados, asegurarán la efectividad del trabajo. (PRP, auditorias, certificaciones de inspección de equipos, controles de calidad y aseguramiento, etc.)


7-III

OPERATIVOS: Las órdenes de trabajo, perfectamente definidas, harán que la tarea no tenga demoras y sea sumamente efectiva. La cooperación del departamento de Ingeniería de Producción es fundamental, para lo cual es necesario que a través de las prácticas de producción se le informe y asista con suficiente anticipación, incluyendo el diagnóstico de falla del pozo. Este trabajo en conjunto dará, al apoyo calificado de Ingeniería, la agilidad y respuesta inmediata que requieren las operaciones. LOGÍSTICA: Toda intervención necesitará indefectiblemente, materiales y apoyo logístico de servicios adicionales al trabajo específico, ( motobombas, HOU, camiones con fluido, wire line, etc.), que deberá ser planificado de tal forma que no se superpongan esfuerzos y fundamentalmente, evitar que se repitan tareas que no agreguen valor o que generen demoras en otros procesos o necesidades. Para ello, cada uno de estos puntos específicos, tienen formularios, planillas, esquemas, que ayudan a cumplimentar fácilmente todas las necesidades. Como ejemplo, observar las Fig. 1-III y 1-a-III y Planilla de “Programa de Intervención de Pulling”.

• Realice el ANALISIS DE LA TAREA, antes de su ejecución.


8-III

Locación Tipo

Figura 1-III


9-III

Anclajes

Figura 1-a-III


10-III


11-III

PESCA DE VARILLAS 1. FORMA DE OPERAR Una vez efectuados los controles necesarios en el pozo, se monta un equipo de pulling con su correspondiente indicador de peso instalado. Ya listo para trabajar, se descarga la presión, se saca el vástago, se desarma el prensa estopa y se instala el economizador (Fig. 1-b-III) cuya conexión lateral se conecta al casing o a una cisterna transportable. El economizador permite limpiar las varillas a medida que se sacan del pozo y constituye además un dispositivo de seguridad en caso de surgencia.

Luego de instalarse el economizador se coloca una varilla de maniobras y se deja descender la sarta hasta que asiente. Si no se verifica lo anterior se coloca otra varilla y se repite la operación (si con la tercer varilla no asienta, el pozo está en pesca de tubing). Normalmente asentará con la primera varilla de maniobras; luego se levanta la sarta lentamente pudiéndose verificar los casos que se indican:

a. Que se sienta un tirón en la varilla de maniobras con la correspondiente

disminución de peso, esto indica que se desasentó la bomba y el pozo no está en pesca.

b. Que no se verifique lo anterior en cuyo caso el pozo está en pesca o bien la

bomba se encuentra desasentada.


12-III

Economizador o BOP de Varillas Al sacar las varillas del pozo se tendrá en cuenta cómo se operó en la intervención anterior, a fin de alternar el desenrosque y así tener todas las conexiones controladas cada dos intervenciones. Se sacan las varillas hasta llegar a la parte rota y una vez

Figura 1-b-III


13-III

determinado el tipo de pesca se coloca en la sarta el pescador apropiado para el caso. Se cuentan las varillas que se sacaron del pozo y se baja la sarta en busca del punto de pesca, enroscando las varillas con una llave manual. Cuando falte una varilla se debe bajar lentamente a fin de no dañar el punto de pesca y el pescador. Una vez alcanzado el punto de pesca se descarga el peso de la sarta con lo que normalmente basta para pescar. En algunos casos el punto de pesca no entra en el pescador porque está torcido o hay algún objeto entre ellos, en este caso se gira tres o cuatro vueltas a la derecha tratando de pescar (nunca se debe golpear el pescador contra la pesca). Terminada la maniobra, se levanta la columna y por la diferencia de peso se confirma que el pescador agarró el punto de pesca. A partir de esta operación, se sacan las varillas para reemplazar la pesca y cambiar la bomba si corresponde. 2. TIPOS DE PESCADORES DE VARILLAS En la Fig. 2-III se indican los dos modelos de pescadores de varillas que utilizamos en nuestra operación: pescador de cuñas y pescador de canasta. La utilización de uno u otro depende del tipo de pesca; en la Fig. 3-III se muestran distintos tipos de pesca y la clase de pescador que debe usarse. El asiento de las cuñas o canasta es cónico por lo que el diámetro del pescador disminuye cuando éstas se desplazan hacia abajo, ambas son mantenidas en su posición inferior por la acción de los resortes. Al tocar el punto de pesca, las cuñas o canasta se desplazan hacia arriba aumentando el diámetro del pescador. Una vez que entró el punto de pesca en el pescador no hay posibilidades que suelte, porque cuanto más se tire más se ajustarán las cuñas o la canasta a la pesca. Seleccionado bien el pescador y usando herramientas en buenas condiciones las operaciones normales de pesca de varillas no deben fallar. El peso y las medidas de las partes de las varillas se indican en las tablas de la sección "Columna de Bombeo", Capitulo I.

• Cumpliendo los Procedimientos logramos que nadie se “Lastime”.


14-III

Pescadores de Varillas

Figura 2-III


15-III

Tipos de Pescas

Figura 3-III


16-III

CAMBIO DE BOMBAS 1. CRITERIOS A ADOPTAR:

Los cambios de bomba se efectúan por los siguientes motivos :

• por pesca de varillas

• por pérdida de producción

• por intervención de tubing

Los criterios a adoptar para decidir el cambio de una bomba se resumen en la siguiente guía práctica: (en caso de dudas consultar al Líder del área y al Ingeniero de Producción quienes, en función de los datos de la dinamometría y ensayos del pozo de referencia podrán cambiar dicho criterio).

Criterio

Pesca Baja

Pesca Alta

Intervención tubing

Baja producción

Más de 1 año

Cambiar

Cambiar

Cambiar

Cambiar con pérdida mayor de 1

m3ppd

Menos de 1 año

Cambiar

Cambiar si pierde

producción

Cambiar

Cambiar con pérdida mayor de

1 m3ppd

2. CAMBIO DE BOMBAS INSERTABLES

Si bien es una operación común y sencilla de realizar debemos seguir el procedimiento que se describe para asegurar el éxito de la misma. Montado el equipo de pulling se procede de la misma forma que la ya indicada para pescas de varillas. Luego al elevar la sarta se deberá controlar el indicador de peso a fin de no sobrepasar el límite de fluencia del material de las varillas hasta que se logre desasentar la bomba.

En la Tabla V-III se indican los valores máximos de las fuerzas en libras a aplicar sobre el peso de las varillas para bombas insertables en tubing de 2-7/8", de acuerdo a la profundidad de la bomba y el diámetro del pistón. Los valores indicados en dicha tabla fueron calculados para diseños que incluyen varillas de 3/4"; 7/8" y 1" de diámetro.


17-III

Tabla V-III

FUERZA MAXIMA A APLICAR SOBRE EL PESO DE VARILLAS

PARA DESCLAVAR BOMBAS INSERTABLES EN TUBING 2-7/8"

(únicamente para diseños de 3/4"; 7/8" y 1")

PROFUNDIDAD

BOMBA DIAMETRO DEL PISTON

2" 1-3/4" y 1-1/2"

(m) (Lbs) (Lbs)

1000 24000 24000

1300 20500 20500

1500 20000 18000

1700 20000 18000

1900 19500 17500

2100 19000 17000

2300 18500 17500

2500 - 16000

2700 - 14000

2900 - 12500

3100 - 11000

3300 - 10000

Con bastante frecuencia se encuentran bombas que no desasientan en los primeros intentos debido a que están atascadas generalmente por acumulación de arena en el espacio barril-tubing. En estos casos se deberá proceder como se indica:

• Controlar que el indicador de peso dé lecturas correctas, el mismo debe

marcar cero al apoyar el aparejo. Si el pistón de la bomba se desliza libremente, deberá indicar el peso de varillas más el peso del aparejo en la carrera descendente.

• Cumplido el paso anterior se comienza a tirar lentamente de la sarta con una fuerza máxima sobre el peso de varillas de acuerdo a la Tabla V-III. Es decir, si las varillas y el aparejo indican 8000 Lbs. y la bomba con pistón de 2" está asentada a 1900 m se aplicará a la sarta una fuerza máxima de 27500 Lbs. Es importante no sobrepasar dicho valor para evitar dañar


18-III

las varillas y tener frecuentes pescas. Si el valor de la fuerza aplicada es mayor, las varillas estarán sometidas a un valor de tensión próximo al de fluencia del material con el riesgo que ello implica.

• Si aún con la fuerza máxima no se logra desclavar la bomba, se puede

intentar nuevamente haciendo golpear varias veces el pistón de la bomba en la parte superior de la misma (a modo de golpe de tijera) siempre teniendo en cuenta la fuerza máxima a aplicar.

• Si no se desasienta la bomba después de un tiempo razonable de

maniobras, se procede a desenroscar las varillas lo más abajo posible de la siguiente forma: se aplica a la sarta un sobrepeso de 2000 Lbs. En nuestro ejemplo, para 8000 Lbs. de peso se tira con el pulling hasta llegar a 10000 Lbs. Es necesario asegurarse de que el aparejo esté en posición libre de giro. Luego se instala la rueda especial para estas maniobras en la primer varilla y se comienza a girar hacia la izquierda, tratando de desenroscar. Si el torque de todas las conexiones de la sarta fue aplicado correctamente se desenroscará la última varilla o el trozo de maniobras sobre la bomba, por ser estas las conexiones menos traccionadas. En el caso de que la instalación tenga el dispositivo de acople "on and off" la desconexión de las varillas se efectuará de acuerdo a lo indicado en el Capitulo I.

Cuando se aplica el método de desenrosque indicado en el punto anterior, al sacar las varillas deben desenroscarse de a una a fin de controlar el torque en la operación de bajar la nueva bomba.

3. PROCEDIMIENTO PARA BAJAR LA NUEVA BOMBA. Se enrosca el trozo de maniobras en la cupla del vástago de la bomba (rod coupling) y luego se coloca la grampa que mantiene el vástago dentro de la bomba. Finalizada esta etapa se eleva la bomba y se la introduce en el tubing, se la deja en esa posición hasta quitar la grampa que mantiene el vástago dentro de la bomba y se la eleva nuevamente para sacarla del tubing. Se introduce nuevamente la bomba en el tubing y se la baja al pozo conectando las varillas con el correspondiente control de torque. Cuando falten dos varillas para llegar con la bomba al asiento, se continúa descendiendo lentamente hasta tocar el niple de asiento, corroborando que la longitud de las varillas bajadas coincidan con la profundidad lograda con el tubing. Si no se ha variado la posición del niple de asiento, el largo de la bomba, ni se cambiaron más de 10 varillas, pueden enroscarse los mismos trozos y el vástago pulido que tenía la sarta. Luego, se apoya 3000 Lbs. de peso sobre la bomba para que ésta asiente en el niple del tubing. Para espaciar el pozo con el equipo de pulling se procede como se indica:

(1) Con la varilla de maniobras colocada se opera con el pulling imitando el bombeo

hasta sentir el golpe de bomba en la carrera descendente (la operación debe realizarse con movimiento lento, uniforme y sin frenadas), y cargando el peso completo de la sarta sobre la columna ,asegurándose el anclaje .


19-III

(2) Se efectúa una marca con tiza en las varillas de maniobras al sentir el golpe de bomba. Dicha marca debe estar en correspondencia con el plano superior del prensaestopa.

(3) Se desenrosca la varilla de maniobras y se agregan los trozos necesarios y el vástago pulido de manera que el extremo del vástago quede a 2' por encima de la cruceta (condición de máxima carrera y punto muerto inferior de la unidad de bombeo).

(4) Repetir el efecto de bombeo con el equipo de pulling para ubicar nuevamente el golpe de bomba que se sentirá próximo al final de la carrera descendente.

(5) Con 2' de vástago pulido fuera del prensaestopa colocar la grampa del vástago o los espaciadores correspondientes, a 1-1/2' medido desde el extremo del vástago. Colocar el dispositivo / arandela para el dinamómetro, la grampa del vástago, o espaciadores (ajustar la grampa a 1-1/2', medido desde su parte inferior hasta el extremo del vástago) y la rótula centralizadora (si fuera el caso).

(6) Instalar el cabezal de la unidad, acoplar la cruceta al vástago, poner en marcha la unidad de bombeo y controlar :

a. Golpe de bomba abajo, si se verifica tal efecto se debe desplazar la grampa hacia abajo a fin de elevar la sarta de varillas.

b. Accionamiento de la bomba, se comprueba conectando una manguera en la purga del pozo a un recipiente con líquido y cerrando la válvula principal de la armadura de producción. Si la bomba funciona correctamente se observarán burbujas en el recipiente.

Nota: Cuando se instale el vástago pulido deberá observarse lo siguiente:

• Controlar que el vástago no toque contra el cabezal del equipo.

• La grampa, espaciadores, dispositivo / arandela para dinamómetro, y rotula centralizadora, deberán estar perfectamente limpios.

• Ajustar los bulones de la grampa en forma alternada y controlar el torque a fin de no producir marcas en el vástago. El valor del torque debe estar comprendido entre 300 y 325 Lbs-pie (no sobrepasar el valor máximo).

• Nivelar la cruceta del estrobo. INTERVENCIONES DE TUBING Los motivos principales para sacar los tubing del pozo son: bomba atascada, pérdida de tubing y pesca de tubing. A continuación se indican las normas generales que se deben observar en toda intervención de este tipo.

• Instalar y controlar el indicador de peso. • Asegurarse que el pozo no surge ni tiene antecedentes de surgencia. Si

surge, ahogarlo antes de cualquier maniobra, y si alguna vez tuvo indicios de surgencia, llenar el pozo con fluido (esto deberá consultarse con el Supervisor a cargo del área).


20-III

• Desarmar la cabeza colgadora de tubing guardando las partes en lugar

seguro y limpio.

• Instalar la válvula de seguridad (BOP) y probar que su funcionamiento sea correcto.

• Avisar al Departamento de Ingeniería que se sacarán tubing, esto es a fin de

aprovechar tal circunstancia para efectuar algún tipo de operación que se tenga previsto.

1. BOMBA ATASCADA Una vez sacadas las varillas se procede a librar el ancla de tensión de acuerdo a lo ya indicado en el Capitulo I. Luego se comienza a sacar los caños en tiros dobles o simples según se opere, en este caso la tubería estará llena de fluido por lo que será necesario vaciar el tubing por pistoneo utilizando los accesorios del equipo. Antes de bajar la instalación consultar con el Ingeniero de Producción sobre el diseño más conveniente a fin de evitar futuros problemas.

Ancla atascada. En las intervenciones de tubing puede presentarse el inconveniente de que el ancla no pueda librarse mediante el procedimiento normal, debido generalmente a deposición de arena sobre la misma. Ante este inconveniente se intentará librar nuevamente el ancla efectuando lo siguiente: -Circular el pozo con fluido a través del tubing (por directa) y por el espacio anular (por inversa), a fin de eliminar la arena o cualquier otro elemento que impida el correcto funcionamiento del mecanismo del ancla. A continuación se intentará previamente librar por el procedimiento normal. En caso de resultados negativos se procederá a desmontar el equipo de pulling dejando el pozo cerrado, hasta que se realice un programa de reparación con un equipo de workover. 2. PÉRDIDA DE TUBING

Determinada la pérdida de tubing se monta el equipo de pulling, se sacan las varillas y luego los tubing. Antes de comenzar a sacar los tubing se debe tomar la medida del tramo de superficie (desde las cuñas de la cabeza colgadora hasta la cupla). Esto es a fin de no variar dicha medida en la operación final, evitando modificaciones en las conexiones de la armadura de producción. Los tipos de pérdidas que se presentan comúnmente son: a. Cuplas desgastadas o fisuradas. Cuando el desgaste es excesivo y llega hasta

los filetes o si la cupla tiene una fisura, no hay dudas que se ha localizado el o los lugares de pérdidas. Las cuplas se van reemplazando a medida que se sacan los tubing; así también aquellas que presenten un desgaste pronunciado. Cuando se bajen los tubing debe agregarse un tramo de 10' a 12' en la parte superior de la tubería para variar la posición de las cuplas respecto del casing, con lo que se evita el excesivo desgaste en dichos puntos.


21-III

b. Fisura en el tubing o pérdida en el niple de asiento. Este tipo de pérdida es más

difícil de ubicar visualmente, es producida por desgaste interno de la pared del tubing por el roce de las cuplas de las varillas. Para este caso se debe cambiar el orden de bajada de los tubing y/o aplicar un trozo de 12' sobre la bomba, a fin de variar la posición de las cuplas de las varillas con respecto al tubing. Si el pozo ya ha tenido este tipo de pérdidas se estudiará la posibilidad de cambiar parte o toda la columna de tubing según convenga. La pérdida en el niple de asiento se detectará efectuando una minuciosa inspección visual del mismo.

FORMA DE BAJAR TUBING PROBANDO HERMETICIDAD

1) Se baja al pozo un tubing del diseño elegido con el correspondiente niple de asiento para la bomba en el que luego se asentará el dispositivo retenedor de fluido para prueba de tubing (ver Fig. 4-III).

(2) Se introduce el dispositivo probador.

(3) Se conecta la bomba de superficie utilizada para esta operación y se bombea fluido a través del tubing hasta alcanzar 2000 psi, manteniendo esta presión durante 5 minutos. Si se verifica pérdida, se recupera el dispositivo probador para comprobar su estado y en caso de dudas se reemplaza el tubing. Si no pierde se continúa bajando tubing, ajustando todas las cuplas, y se vuelve a probar cada tanda de 20 tubing.


22-III

Dispositivo Probador

Figura 4-III


23-III

(4) La presión de prueba debe disminuirse a medida que se bajan los tubing, teniendo en cuenta que la presión en el fondo es la suma de la presión en superficie y la debida a la columna de fluido. La presión en el fondo no debe exceder de 4000 psi, por ejemplo si la profundidad de la tubería es 2000 m y considerando agua, la presión en el fondo debido a la columna de fluido (en psi), será : 2000 m.c.a. x 1.42 = 2840 psi, de manera que la presión máxima en superficie será : 4000 - 2840 = 1160 psi. Normalmente se adopta el siguiente criterio para las presiones de prueba : se aplica 2000 psi en los primeros caños, 1500 psi en la mitad de la tubería en el pozo y 800 psi en el fondo.

(5) Cuando se detecte la pérdida se sacan 10 tubing y de acuerdo a los resultados se sacarán o se agregarán 5 tubing más, y así sucesivamente hasta localizar la pérdida.

(6) Una vez localizada la perdida se reemplaza el tubing y se continua probando con menos frecuencia, es decir, si antes de encontrar la pérdida se probaba cada 20 tubing, luego se podrá probar cada 50 tubing. Nunca debe darse por terminada la operación si existe alguna pérdida por mas pequeña que fuera.

Para el caso de pérdidas localizadas al sacar caños (cuplas gastadas, niple de asiento, etc.) no será necesario probar hermeticidad con tanta frecuencia, tres pruebas serán suficientes, una en los primeros caños, otra en la mitad de la columna y por último con toda la tubería en el pozo.

(7) Cuando se bajaron todos los tubing y ya efectuada la prueba final se recupera el dispositivo retenedor de fluido utilizando cable y pescador de varillas. Esta operación se deberá realizar en dos etapas : una vez que se pescó, levantar un poco sin desasentar y esperar unos 10 minutos a fin de que escurra el fluido del tubing hasta igualar el nivel con el casing, luego tirar hasta desasentar.

Finalmente se retira la válvula de seguridad (BOP), se fija el ancla de tensión, se arma la cabeza de pozo, se bajan las varillas, etc.

Nota : Cuando deba probarse tubing con bomba de superficie y se sospeche pesca de tubing no debe utilizarse el dispositivo probador, en caso de dudas consultar con el Supervisor a cargo del Area.


24-III

3. PESCA DE TUBING

La pesca puede ocurrir en el cuerpo, cupla, pin o recalque del tubing. Puede presentarse además con otros problemas tales como: bomba aprisionada, pesca de varillas dentro del tubing, pesca de varillas en el casing, caños atascados, etc. Para cada caso existen distintas técnicas y herramientas de pesca, por lo que se deberá consultar con el Supervisor a cargo del área, quien cuenta con mayor experiencia en este tipo de operaciones. En instalaciones sin ancla la pesca cae al fondo del pozo; con anclas tipo catcher o con packer lok-set la pesca no cae porque queda sujeta por las cuñas contra el casing.

a. Forma de operar. Detectada la pesca de tubing se procede a montar un equipo

de pulling con su correspondiente indicador de peso. El Supervisor deberá tener los datos del pozo, tales como: diámetro del casing, profundidad (PBD), zonas punzadas, diseño de la instalación, antecedentes de intervenciones anteriores, etc. Además, deberá prever con tiempo la cantidad de tubing que necesita tener en la locación para efectuar el trabajo (generalmente 20 tubing). La primera operación será profundizar la sarta agregando de una a tres varillas, luego de acuerdo a la instalación del pozo se tendrá :

Confirmada la pesca se sacan las varillas con precaución, porque en caso de engancharse las varillas o la bomba con el punto de pesca de los caños, puede producirse la pesca de varillas que complicará la operación; si se nota atascamiento mientras se sacan las varillas antes de tirar se debe maniobrar la columna bajando, subiendo y girando para tratar de pasar dicho punto. Una vez sacadas las varillas y la bomba, se instala la BOP y se comienza a operar; se enrosca el niple de maniobra en el primer tubing, luego se levanta la tubería y se observa el peso en libras, dividiendo este valor por el peso unitario del tubing en Lbs/pie, se obtiene la longitud (en pies) de la tubería que tenemos colgada del elevador, se sacan los tubing como en cualquier operación y una vez


25-III

afuera el extremo de la pesca, se lava bien y se inspecciona detenidamente para determinar qué tipo de herramienta pescadora se debe utilizar. Cuando por cualquier razón existan dudas sobre las condiciones de la pesca que tenemos en el pozo, se deberá bajar previamente un impresor de plomo que nos dará una idea de la forma del punto de pesca por las marcas que dejará sobre el mismo, esto permitirá elegir el pescador más adecuado. Es importante que el impresor se baje libre de toda marca para evitar posteriores confusiones. El impresor se puede bajar con cable, varillas o caños dependiendo de la profundidad y condiciones del pozo

• con caños: es la forma más segura de obtener una buena impresión.

• con varillas: si el pozo no está en buenas condiciones, se corre el

riesgo de atascarlas, por lo tanto este método no se recomienda.

• con cable: valen las mismas consideraciones que con el uso de varillas. En caso de elegir este medio, sobre el impresor se colocarán dos tubing para darle peso y obtener una buena impresión.

b. Tipos standard de pescadores.

• Pescador overshot. Como se ve en la Fig. 5-III, el pescador overshot se

compone de la conexión superior, el cuerpo (con cavidades cónicas) y la guía. Es un pescador de exterior utilizado en casing de 5-1/2" o 7" (cambiando la guía). Para adaptarlo a diferentes condiciones de pesca cuenta con los siguientes accesorios :

− Espiral, para pescar cuplas. − Mordazas, para cuerpo. − Mordazas, para recalque o pin.

Sobre el accesorio pescador se coloca una empaquetadura y por debajo el soporte correspondiente. El funcionamiento es similar a los pescadores para varillas, al entrar el punto de pesca el accesorio pescador (espiral o mordaza) se desplaza hacia arriba y por la conicidad del cuerpo dicho accesorio aumenta de diámetro adaptándose a la pesca. Al tirar del pescador el accesorio pescador sujeto a la pesca se desplaza hacia abajo. En estas condiciones la pesca no puede zafar dado que cuanto más se tire del pescador más se ajustará.


26-III

Pescador “OVERSHOT”

Figura 5-III


27-III

Ventajas:

-Libra la pesca girando a la derecha.

-Está equipada con empaquetaduras, lo que permite circular sin

pérdidas en el punto de pesca.

-El diámetro interior permite pasar todo tipo de herramientas que

entre en el tubing.

Desventajas:

-No pesca en exteriores deformados.

• Pescador center-spear. El center-spear [Fig. 6-III(a)] es un pescador de interior y está compuesto de un mandril principal en el que se insertan las cuñas, la conexión superior y la guía. Se lo utiliza en casing de 5-1/2" o 7" (cambiando la guía). Para efectuar la maniobra de pesca se baja la tubería lentamente y se la hace girar dos o tres vueltas a la izquierda. Las cuñas pescadoras hacen tope en la parte superior y al ser el mandril cónico, disminuye el diámetro conformado por las mismas, facilitando la entrada en la pesca.

La maniobra se completa tirando de la tubería, con lo que las cuñas presionan contra la pesca. Al igual que el pescador over-shot libra la pesca girando a la derecha. Se lo utiliza en algunos casos especiales por las desventajas que se indican :

• No pesca en interiores deformados. • Si el punto de pesca está apoyado en un casing de 7" es muy difícil tener éxito en la maniobra. • No empaqueta la pesca, en consecuencia no se puede circular. • No permite pasar herramientas.

• Pescador taper-tap. Es un pescador de interior constituido por un cuerpo cónico roscado [Fig. 6-III(b)]. La operación se realiza bajando lentamente y rotando a la derecha hasta que el pescador se enrosque lo suficiente en la pesca. Se lo utiliza con una unión de seguridad intercalado en la conexión para poder retirar la cañería en caso que la pesca estuviese atascada.


28-III

Pescadores de Interior

Figura 6-III


29-III

Su ventaja principal es que puede pescar en interiores deformados, no obstante se

lo utiliza solamente cuando los otros medios han fallado, dado que además de tener las mismas desventajas que el center-spear no se puede librar y deforma el punto de pesca.

Nota: debe tenerse en cuenta que no siempre las operaciones de pesca se pueden realizar con los pescadores convencionales, en algunas oportunidades será necesario conseguir herramientas especiales y en otras preparar pescadores para el caso particular de pesca que se trate.

c. Maniobra de pesca. En esta sección indicaremos las maniobras de pesca utilizando un

pescador overshot. Antes de bajar el pescador deberán efectuarse los siguientes controles:

• Revisar todos sus componentes para asegurarse de que están en

perfectas condiciones.

• Probar el pescador en un caño sobre la locación.

• Controlar que la guía del pescador corresponde al diámetro del casing.

• Controlar que todas las conexiones incluyendo el niple de maniobras

estén perfectamente ajustadas.

• Asegurarse que el overshot tenga las empaquetaduras instaladas.

• Tomar nota de las medidas del pescador (diámetro interior, exterior, largo, etc.).

Efectuado dicho control se comienza a bajar, midiendo y calibrando el tubing. Cuando falten unos tres caños para llegar al punto de pesca, se baja la tubería muy lentamente, a velocidad constante y observando atentamente el indicador de peso. Cuando el pescador toque el punto de pesca, se notará una disminución de peso en el indicador y un golpecito que se transmite hasta la superficie a través de la columna de tubing. Se hace una marca de referencia en el caño de maniobra a la altura de la BOP, se levanta la tubería 2' o 3' y se repite la operación para confirmar el punto de pesca. Se anota el peso que se lee en el indicador en ese momento y luego se apoya lentamente el peso de la columna sobre el pescador. Si la operación es normal, se sentirá en superficie la entrada del pescador en la pesca, puesto que al bajar un pié se notará una disminución de unas 1000 Lbs. a 2000 Lbs. de peso que se recuperarán inmediatamente para luego continuar perdiendo peso a medida que se apoya la columna hasta llegar el peso a cero.


30-III

En ese punto y con el equipo en primera velocidad se comienza a levantar los caños observando el indicador de peso; si éste indica 1000 Lbs. a 2000 Lbs. sobre el peso inicial, cuando aparece la marca efectuada en el caño de maniobra, se continúa levantando y si el peso sigue aumentando significa que se logró pescar. En muchos casos el punto de pesca no entrará en el pescador por estar recostado contra las paredes del casing; en tales casos se efectuará la siguiente maniobra: (1) Se toca el punto de pesca y se levanta 5". (2) Se ajusta una llave de tubing 3' arriba de la BOP sobre el tubing de maniobras. (3) Se baja lentamente girando al mismo tiempo hacia la derecha. De esta forma la

guía del pescador se ubicará en el punto de pesca. Esta maniobra deberá repetirse tantas veces como sea necesario. Una vez que hemos enganchado la pesca, pueden darse dos situaciones :

• Que el peso total indicado por el indicador de peso esté en el orden del calculado

teóricamente (longitud de la tubería en pies multiplicado por el peso del tubing en libras/pie). Esto indica que la tubería está libre. En este caso no existirán problemas, pero por precaución se levantarán los primeros cuatro caños lentamente siempre controlando el indicador de peso.

• Que el peso supere el de la columna y siga aumentando. Esto indica que la

columna está atascada. En este caso, previa maniobra del librado del ancla de tensión o packer, se asienta la cañería en las cuñas y se ajustan los contravientos y patas del equipo. Por precaución, con la presencia del Supervisor de la Compañía de Servicio, se retirará de la boca del pozo al personal no indispensable. Luego se comienza a levantar la tubería lentamente hasta que se libre, cuidando de no sobrepasar los límites de seguridad del equipo de pulling y los valores máximos permitidos para la tubería que a continuación se indican:

Diámetro ["]

Grado Peso [Lbs/pie]

Fuerza Máxima [Libras]

2-7/8" J-55 6.5 85000

2-7/8" N-80 6.5 123000

3-1/2" J-55 9.3 121000

Si no se logra librar se continuará maniobrando, descargando el peso y aplicando la tensión máxima a intervalos regulares. Si el caso lo requiere se intentará circular el pozo procediendo de acuerdo a lo indicado en páginas anteriores (ancla atascada). Si aún así no librara y previa consulta con el Supervisor a cargo del área se librará el pescador, se recuperará la cañería hasta la pesca, se


31-III

cerrará el pozo y se desmontará el equipo. Posteriormente se preparará un programa de reparación y se tratará de sacar la pesca con un equipo de workover.

Para librar el pescador se procede del siguiente modo (1) Se levanta la columna hasta que el indicador de peso marque el peso de la

tubería hasta el pescador (es decir el peso que teníamos al bajar a pescar). En esa posición la tensión en el pescador será cero.

(2) Se gira la tubería hacia la derecha bajando lentamente la misma, más o menos

un pie. (3) Levantar y si no libró la pesca, repetir la maniobra hasta lograrlo (4 ó 5 vueltas a

la derecha es por lo general suficiente). NORMAS GENERALES A OBSERVAR EN LA INTERVENCION DE UN POZO PARA ORDENAR UN EQUIPO DE PULLING:

1. Controlar: - locación en condiciones

- anclajes instalados

- porcentaje de SH2 (gas sulfridríco) en pozos afectados a Recuperación Secundaria. 2. Pedir: - materiales necesarios para la operación y tipo de equipo

apropiado al trabajo a realizar, y a los antecedentes del pozo.

3. Revisar: - historial del pozo, antecedentes, problemas operativos

anteriores.

4. Anotar: - en un cuaderno (no hoja suelta) datos del pozo, PBD, punzados e instalaciones (indicar si será necesario llevar el equipo móvil transportable (cisterna) para recuperar fluidos provenientes del pozo).

5. Ordenar: - en forma precisa el trabajo a realizar en el pozo e indicar

cómo deberán sacarse las varillas a fin de controlar las conexiones de las mismas (para ello utilizar los formularios correspondientes, confeccionados con el Ing. de Producción). La realización de los correspondientes análisis de riesgo previos a la ejecución de las tareas, revisiones de seguridad de equipo y reglas de medio ambiente.


32-III

CAMBIO DE BOMBA

1. Desclave de bomba.

2. Conexiones economizador.

3. Conexión de desenrosque (verificar desgastes de cuplas).

4. Bomba sacada.

5. Bomba a bajar.

6. Limpieza de varillas y lubricación.

7. Torque correcto.

8. Contar las varillas.

9. Asentamiento de bomba.

10. Espaciamiento de bomba.

11. Funcionamiento de bomba.

12. Instalación correcta del cabezal del equipo, estrobos, conexiones de la armadura de producción y válvulas.

13. Correcta confección del parte de operaciones.

14. Tiempos de operación.

15. Limpieza y acondicionamiento de locación después del desmontaje del equipo. Control de derrames.

PESCA DE VARILLAS. Controlar todo lo indicado para cambio de bombas más:

1. Control de la rotura.

2. Selección del pescador apropiado.

3. Operación de pesca.

4. Pesca recuperada (motivos de la pesca). 5. Definir diseño a bajar según procedimientos vigentes.

BOMBA APRISIONADA. Controlar todo lo indicado para cambio de bombas más:

1. Lecturas correctas en el indicador de peso.

2. Fuerza máxima a aplicar.

3. Maniobra de desenrosque.


33-III

4. Acondicionamiento de locación para sacar caños llenos (equipo colector de fluidos del pozo). Pistoneo a espacio anular, o recepción en depósito ecológico.

5. Correcta instalación BOP.

6. Maniobra para librar el ancla de tensión.

7. Número y medidas de caños.

8. Nivel de fluido.

9. Instalación de elementos a bajar.

10. Funcionamiento del ancla de tensión.

11. Limpieza y lubricación de roscas.

12. Asentamiento del ancla de tensión.

13. Armado de la cabeza de pozo. OPERACIONES DE TUBING POR PÉRDIDA. Controlar todo lo indicado para cambio de bomba y para "bomba aprisionada" más:'

1. Pruebas hidráulicas. Recuperación del probador (cable).

2. Tipo de pérdida o rotura.

3. Medidas, cálculos y maniobras de fijación de anclas o packers.

Manual de Producción –PAE- Argentina 1-IV

IV - BOMBEO ELECTROSUMERGIBLE 1. GENERALIDADES Generalmente se considera a las bombas electrosumergibles equipos de bombeo artificial para grandes volúmenes de fluido, sin embargo se construyen en varios tamaños para ofrecer un amplio rango desde caudales tan bajos como 30 m3fpd. En la industria petrolera, cuando se supera el límite de capacidad de extracción de las unidades de bombeo mecánico (aproximadamente 220 m3fpd), se recurre frecuentemente al sistema de bombeo electrosumergible. En nuestro yacimiento se ha adoptado este sistema de extracción en pozos de recuperación secundaria y primaria que producen grandes volúmenes de fluido, (en general superiores a los 200 m3fpd), y en pozos de hasta 2400 mts de profundidad, con caudales desde los 120 m3 día. Una instalación típica de fondo, de bombeo electrosumergible, consiste en un motor eléctrico de inducción trifásico de dos polos, una sección sellante o protector, un separador de gas o succión y una bomba centrífuga multietapa. (Fig. 01-IV). La energía eléctrica para alimentar el motor, proveniente en algunos casos de un motogenerador individual, es acondicionada mediante un transformador y un panel de control (switchboard) para suministrar el voltaje correcto y las protecciones adecuadas. Todos estos equipos forman parte de las instalaciones de superficie y están ubicadas en la locación del pozo. La energía eléctrica es transmitida desde superficie al motor de fondo a través de un cable eléctrico de tres conductores engrampado con zuncho al tubing. Muchas compañías proveedoras utilizan formularios tipos u hojas de trabajo en el diseño de una instalación, donde figuran los datos de configuración de los elementos y equipos seleccionados para un pozo. (Fig.02-IV). El correcto diseño y dimensionamiento del equipo de fondo, es de suma importancia para la obtención de una instalación satisfactoria. El conocimiento de las características de performance de cada una de las partes componentes de este equipo, permite un mejor diseño de la instalación.

• Aisle la Energía

• Utilice los elementos de PROTECCIÓN PERSONAL.


Figura 01-IV


Figura 02-IV


2. INSTALACIÓN DE FONDO BOMBA

Es de tipo centrífuga multietapas. Cada etapa consiste de un impulsor rotativo, vinculado al eje, y un difusor estático, vinculado a la carcaza (casing) de la bomba, formando de esta manera un conjunto rotor-estator. El ensamble vertical de varios conjuntos conforman una unidad multietapa. (Fig. 03-IV). La rotación de los impulsores provoca el movimiento de fluido que al pasar a través de los difusores aumenta su presión gradualmente llegando a un valor máximo, cuya magnitud determinada por el número de etapas de la bomba, proporciona la presión necesaria para elevar el fluido. Las presiones de elevación generadas por etapas individuales de una bomba multietapa se adicionan. La altura de elevación dinámica total es la presión contra la cual la bomba debe operar y está determinada por la suma de: (1) la distancia desde superficie al nivel de fluido de trabajo en el pozo, (2) las pérdidas por fricción del fluido en el tubing, y (3) la presión de descarga del tubing en superficie. Los tres ítems deberán estar expresados en las mismas unidades (pies o metros). El ítem (1) puede obtenerse de los sonologs o desde el cálculo del índice de productividad (PI), el ítem (2) se obtiene de tablas o ábacos y para el ítem (3) se debe convertir el dato en psig a pies o metros multiplicando por 2.31 ó 0.70 respectivamente, y dividiendo por la gravedad específica del fluido. El número de etapas requerido para la bomba se determina mediante el cociente de la altura dinámica total y la altura de elevación desarrollada por una etapa. La altura de elevación desarrollada por una etapa se obtiene de la curva característica caudal-altura de elevación del tipo de bomba cuya máxima eficiencia se desarrolle para el rango de caudal para el cual fue diseñada la instalación. Los fabricantes recomiendan un rango de operación en base a los parámetros empuje y eficiencia. Un impulsor operando a un volumen mayor que el rango de operación recomendado por el fabricante, mostrado en las curvas, producirá un desgaste en el asiento superior del buje de empuje, dado que la altura de elevación generada es menor que la de diseño. De manera similar, cuando la bomba está operando con un caudal menor al recomendado, la altura de elevación generada es mayor en la descarga del impulsor produciendo un desgaste en el asiento inferior del buje de empuje. Por estas razones, las bombas deben operarse dentro de ciertos rangos de capacidad para lograr un mínimo desgaste del impulsor y buje de empuje.

• Realice su ERP


Figura 03-IV


Los impulsores pueden vincularse al eje en dos formas, fijos o flotantes.

• En el primer caso, los impulsores están unidos al eje mediante anillos de compresión y hay solamente dos cojinetes grandes de empuje, uno en cada extremo.

• Los impulsores flotantes no están unidos al eje y se les permite flotar en el

fluido que lo atraviesa (pueden moverse longitudinalmente sobre el eje en un determinado entorno). Cada impulsor tiene su propio cojinete de empuje y la separación entre impulsores puede variar. Las bombas utilizadas en nuestra operación tienen rotores flotantes.

La capacidad de producción de la bomba, para un determinado nivel de fluido, también depende en gran medida de las características del fluido a bombear. Esta capacidad se verá disminuída por un incremento de viscosidad, de peso específico o porcentaje de gas en el fluido. Por ejemplo, si para un determinado diseño de bomba, la viscosidad del fluido es significativamente superior a la del agua, se tendrá un incremento de potencia y una reducción en la altura de elevación y caudal. Dado que la mayoría de los pozos equipados con bombas electrosumergibles producen altos porcentajes de agua, o la viscosidad del petróleo es muy aproximada a la del agua, no hay mayor problemas con los efectos de viscosidad. El volumen de descarga de la bomba (caudal) depende de la velocidad de rotación, del tamaño y diseño del impulsor y de la altura de elevación dinámica total (TDH) que debe vencer. La relación entre altura de elevación, capacidad, eficiencia y potencia se expresa matemáticamente como: Q * H * SpGr BHP = -------------------- Eff * 3960

donde: Q = caudal en BPD

BHP = Potencia

H = altura de elevación en pies

Eff = eficiencia de la bomba

SPGr = gravedad específica de la mezcla agua-petróleo.

Las curvas de performance, de las cuales se adjuntan ejemplos de un tipo de bomba (WG-ESP-TD-2200) muestran esta relación. (Fig. 04/05/06-IV)


Figura 04-IV


Figura 05-IV


Figura 06-IV


La reacción longitudinal o empuje sobre los impulsores de la bomba y eje es transferido a los cojinetes de empuje (arandela de fricción), de manera que un diseño incorrecto de la bomba podría resultar en una falla prematura. Las bombas fallan normalmente debido al desgaste o enclavamientos debido a incrustaciones, arena, parafina, etc. El grado de desgaste puede acelerarse notablemente con la presencia de abrasivos en el fluido, tales como arena. En nuestro yacimiento se usan diferentes marcas y modelos de bombas, cuyas características son las que se indican en la tabla adjunta.


SEPARADOR DE GAS (Fig. 07-IV) Un pozo debe producirse con una presión de sumergencia superior a la presión de burbujeo, para mantener los gases en solución a la entrada de la bomba. Esto no es normalmente posible, por lo que se instala un separador de gas en la succión de la bomba, de modo que no se vea afectada en su capacidad de extracción. El separador va situado entre la bomba y el protector del motor eléctrico; el eje conector se extiende a través del mismo. En funcionamiento, el fluido y el gas suben rápidamente por el espacio anular y pasan por los resaltos del separador. La porción líquida de la mezcla invierte su dirección y fluye por las perforaciones hacia la parte inferior del tubo del separador, seguidamente por acción de un inductor tipo tornillo el fluido asciende hacia la admisión de la bomba, mientras que el gas sigue ascendiendo por la columna de fluido. PROTECTOR DE MOTOR (Fig. 08-IV)

El protector o sección sellante, que se instala entre el separador de gas y el motor, tiene por objeto igualar la presión interna del motor con la presión del pozo y permitir la expansión y contracción del aceite aislante del motor, debido a las variaciones de temperatura producidas durante la marcha (calentamiento) o detención (enfriamiento) del mismo. En un protector tipo, dos cámaras comunicadas entre sí a través de un tubo ecualizador, permite la expansión del aceite del motor. Cada una de las cámaras tiene un sello mecánico que impide la entrada del fluido del pozo a través del asiento del eje. Cuando se baja la bomba al pozo, el fluido del mismo entra a la cámara superior del protector a través del tubo ecualizador, hasta que se obtiene la ecualización de presiones. Cuando el motor está en funcionamiento, el aceite del motor se expande debido al incremento de temperatura y desplaza al fluido del pozo hacia el pozo. El eje del motor está acoplado al eje de la bomba a través del eje del protector, mediante manguitos de acople estriados en ambos extremos. El extremo inferior del eje del protector, que se acopla al eje del motor, está diseñado para permitir la elongación del eje del motor debido al incremento de temperatura. El extremo superior está acoplado al eje de la bomba de manera tal que el peso del eje de la bomba, la carga hidráulica longitudinal sobre el eje de la bomba y cualquier desbalance de cargas longitudinales sobre los impulsores, se transmiten al eje del protector. Estas cargas se transfieren o son absorbidas por el cojinete de empuje alojado en el protector. Si la bomba se arranca y para varias veces, el motor puede resultar dañado debido a la contaminación del aceite del motor con el fluido del pozo, de manera que una buena práctica será reducir las posibilidades de contaminación del aceite del motor y ensamblar cuidadosamente el protector al motor, de lo contrario los "O" rings pueden dañarse y permitir una prematura contaminación. Actualmente todas las instalaciones en nuestro yacimiento utilizan dos protectores en tandem para asegurar una protección adicional del motor.


Figuras 07 y 08-IV


MOTOR ELÉCTRICO (Fig.09-IV)

Los motores eléctricos utilizados para impulsar bombas electrosumergibles son del tipo de inducción, trifásicos, bipolares. Estos motores funcionan a 3500 rpm, cuando la frecuencia de la tensión eléctrica aplicada es de 60 ciclos por segundo (60 Hz) o a 2900 rpm para 50 Hz. La tensión o voltaje de operación de diseño puede variar desde 220 hasta 5000 volts, mientras que los requerimientos de corriente pueden variar desde 12 hasta 140 amperios (en nuestra operación los rangos utilizados van desde 1000 a 2240 volts y desde 46 a 115 amperios). La potencia requerida se obtiene simplemente incrementando la longitud del motor (cantidad de rotores). El motor se compone de varios rotores, tipo jaula de ardilla, usualmente de 12 a 18 pulgadas (0.30 a 0.46 mts.) de longitud, los que van montados sobre un único eje y a su vez ubicados y alineados dentro de los respectivos bobinados eléctricos o estatores que están montados en el interior de la carcaza de acero o housing. En motores simples (una sola sección) se pueden obtener potencias máximas de hasta 400 HP con un largo máximo de aproximadamente 33 pies (10 mts.), mientras que con motores en tandem se pueden lograr potencias del orden de los 750 HP con un largo total de aproximadamente 90 pies (27 mts.). El aceite aislante lubrica los cojinetes del motor y transfiere el calor generado en el motor hacia la carcaza del motor que a su vez se transfiere al fluido del pozo. Para obtener una refrigeración efectiva el fabricante recomienda que la velocidad del fluido del pozo en el espacio anular (motor-casing) no sea inferior a 1 pie/seg. Si este valor no se logra debido a un gran espacio anular se debe instalar una cañería camisa que se ubica desde la parte superior de la succión de la bomba hasta la parte inferior del motor, de esta manera el fluido circulará a través de un espacio anular reducido aumentando consecuentemente su velocidad y por ende refrigerando adecuadamente el motor. La utilización de cañería camisa tiene ventajas adicionales, ellas son: permitir ubicar la unidad por debajo de los punzados con lo que se podrá producir más eficientemente el pozo y favorecer la separación del gas en el fluido. Su uso está limitado por el espacio físico entre el motor y el casing. En nuestras operaciones pude utilizarse cuando se instalan equipos para pozos con casing de 7", y en los de 51/2” con motores serie 375. Una excesiva o alta temperatura en el motor es el factor principal en las fallas de motor. Cuando estas fallas ocurren debido a una inadecuada refrigeración o pueden preverse, se deberán instalar dispositivos de medición de temperatura que puedan iniciar la parada del motor para evitar largos períodos de funcionamiento con excesiva temperatura.

• Los Procedimientos son “Condición de Empleo”


Figura 09-IV


El motor tiene un cojinete de empuje que absorbe las cargas sobre el eje. A pesar que los rotores pueden girar en ambas direcciones, dependiendo de la secuencia de fases eléctrica, el cojinete de empuje del rotor debe girar en el sentido correcto para prevenir fallas prematuras. Es importante controlar el sentido de rotación inmediatamente después de poner en marcha la unidad. El sentido de rotación se puede cambiar invirtiendo la posición de dos de los conductores (fases) del motor en superficie (usualmente se realiza esta operación en el switchboard o caja de venteo). En muchos casos, la bomba puede impulsar una gran caudal de fluido girando en sentido contrario. El caudal dependerá del nivel estático de fluido, tamaño de la bomba, altura total de elevación, etc. Hay varias formas de determinar el sentido de rotación. Instalando un medidor de presión en la línea de producción e invirtiendo la rotación, se podrá notar una diferencia de presión en casi todos los casos. La mayor presión corresponderá al giro correcto de la bomba. En unos pocos casos, especialmente en pozos con mucho gas, es difícil determinar tal diferencia de presión. En este caso puede ser necesario hacer un ensayo de producción o medir el caudal, el que será mayor para el sentido de giro correcto. CABLE CONDUCTOR (Fig. 10-IV)

La energía eléctrica es conducida desde el tablero de control en superficie (switchboard) al motor a través de un cable especial de tres conductores. La construcción del cable puede ser en configuración plana (conductores dispuestos en línea) o circular. Los conductores son de cobre, cubiertos individualmente con material aislante resistente a la acción química del fluido, a la temperatura y a la presión del pozo. Debido a las temperaturas relativamente altas de fondo de pozo, estamos usando cables que poseen una vaina o cubierta de plomo, que permite soportar una mayor temperatura de trabajo (450 ºF), además de proveer una protección óptima para impedir la penetración de gas y/o líquido en la aislación, a las presiones y temperaturas de fondo de pozo. Para conferirles protección mecánica, los cables están cubiertos con una armadura metálica. La sección de los conductores y consecuentemente del cable, se dimensiona teniendo en cuenta la profundidad de la bomba (presión y temperatura), la corriente necesaria para el accionamiento del motor y la caída de tensión a través de los conductores. Este último valor se obtiene normalmente de ábacos, dados por el fabricante, expresado en voltios por amperio y por unidad de longitud a distintas

Figura10-IV


temperaturas de operación para cada tamaño o sección del conductor. La caída de tensión no debe superar los 30 volts por cada 1000 pies (300 mts.) de cable. En instalaciones con casing de 5 1/2" y tubing de 2 7/8" o 2 3/8" se debe utilizar el cable plano para facilitar la operación de bajar la instalación. El cable plano tiene además la ventaja de una mejor disipación de calor. Por estas razones se lo utiliza en nuestra operación en la mayoría de las instalaciones. Debido al reducido espacio anular entre la unidad de bombeo y el casing, se utiliza un cable de sección reducida y configuración plana para conectar al motor y se lo empalma al cable principal por encima del último cuerpo de la bomba. Cuando se baja la unidad al pozo, el cable se vincula a los tubing con zunchos convenientemente espaciados y en cantidad de tres por tubing. En la superficie es recomendable dejar aproximadamente 50 metros extras de cable para eventuales maniobras. ACCESORIOS

Los accesorios de la instalación de profundidad que utilizamos en algunos pozos en nuestra operación son los que se indican:

• Válvula de retención: Tiene por finalidad prevenir el escurrimiento de la columna de fluido a través de la bomba evitando la rotación inversa de la unidad al detenerse el motor. Si no se instala esta válvula puede ocurrir que al ponerse en funcionamiento nuevamente el motor la unidad esté girando en sentido contrario, con lo que probablemente se dañe el eje de alguno de los componentes rotantes y/o el cojinete de empuje, por el alto torque desarrollado en tales circunstancias. Como ventaja adicional, ante la presencia de arena impide que ésta se deposite en la bomba cuando ésta se detiene, pudiendo ocasionar su atascamiento. Se instala en la cañería de producción y se la ubica dos o tres tubing por encima de la bomba.

• Válvula de drenaje: Permite vaciar la cañería de producción evitando así

sacar los tubing con fluido en una intervención del pozo. Consiste en un pasador fusible colocado en un niple perforado. Para operar la válvula se rompe dicho pasador bajando a través de la cañería una barra a tal efecto.

• Sensor de presión y temperatura del pozo: Es un dispositivo diseñado para

determinar las condiciones reales de trabajo de la bomba y se instala en el extremo inferior del motor. Permite medir la temperatura y la presión manométrica de la columna de fluido en el espacio anular a nivel del fondo del motor eléctrico mediante respectivos sensores. Las señales de ambos sensores se transmiten al indicador digital de superficie a través del mismo cable de energía de la unidad. El valor de la presión convertido a metros de columna de fluido bombeado permite tener una medida precisa de la sumergencia de la bomba, es decir el nivel de fluido del pozo sobre la succión. Este dato es importante pues permite evaluar la conveniencia de modificar la profundidad de instalación,


el tipo de bomba, o su velocidad de rotación para obtener el punto de trabajo óptimo de la bomba para la máxima producción.

3. CAUSAS DE FALLAS

Las fallas que pueden producirse en una unidad electrosumergible se deben a problemas mecánicos y eléctricos. Las fallas mecánicas se refieren principalmente a la bomba, separador de gas y protector del motor y sus causas pueden ser taponamiento o desgaste prematuro de sus partes por las características del fluido (contenido de sales, carbonatos, parafina y arena). Así también si la bomba elegida no es apta para trabajar en el rango de producción que se estimó, normalmente porque han variado las condiciones originales del pozo, se producirán vibraciones en el eje y desplazamientos de los rotores a sus posiciones límites que se traducen en desgastes de los rodamientos y los rotores, afectando además el sello mecánico del protector del motor. Las fallas eléctricas pueden ocurrir por fallas en el cable, en los empalmes, en el enchufe y en el motor. Es de destacar que en numerosas ocasiones las fallas eléctricas son múltiples, por ejemplo enchufe o cable en cortocircuito y motor a masa. En estos casos es generalmente difícil determinar cuál de las dos fue la falla original y cuál es la consecuencia. Por esta razón es importante realizar una evaluación periódica de los parámetros de funcionamiento del motor y bomba (producción, nivel, presión de salida, corriente del motor, aislación, tensión) de modo de hacer la mejor estimación posible de la causa de falla. Para prevenir fallas en el cable, previo a bajar la instalación se le debe efectuar una prueba de aislación utilizando un megóhmetro de alto voltaje. La operación se realiza comprobando la aislación entre las fases (conductores) y entre cada fase y armadura metálica del cable. Un cable se considera aceptable si la resistencia de aislación tiene un valor mínimo de 1000 megohmios a 5000 volts. Finalmente hay una falla eléctrica muy característica que se origina por un problema mecánico en el protector. Un protector que por cualquier razón deja de funcionar correctamente, dejará pasar a lo largo del tiempo una cierta cantidad de fluido del pozo al interior del motor, contaminando al aceite dieléctrico que va perdiendo sus propiedades aislantes. Cuando esto ocurre se producen arcos entre conductores del motor a diferente tensión que destruyen la aislación de los mismos y el motor deja de funcionar. 4. INSTALACIONES DE SUPERFICIE CABEZA DE POZO La cabeza de pozo para una instalación (ESP) está diseñada para soportar la tubería, la unidad de bombeo y proveer un sello alrededor de la tubería y el cable conductor. En la Fig. 01-IV se muestra un tipo de cabeza colgadora utilizada en nuestra operación, como puede observarse el cable pasa a través de la misma sin necesidad de efectuar empalmes con lo que se evitan posibles fallas por tal motivo. Finalmente un juego de empaques de goma permiten formar un sello alrededor de la tubería y el cable.


PANEL DE CONTROL(Fig. 11-IV) La energía eléctrica es comandada por un panel de control (switchboard) que contiene un contactor (interruptor automático), un seccionador (interruptor) manual, elementos de medición y protección, temporizador para el arranque automático y registrador amperométrico. El equipo eléctrico de superficie asociado con el instrumento de fondo para medición de temperatura y presión (PSI), también se encuentra instalado en este panel. El panel cumple las siguientes funciones:

• Poner en marcha y parar la unidad. • Interrumpir el suministro eléctrico por

alto o bajo consumo. (desbalanceos, protecciones, etc.)

• Registrar en una carta las fluctuaciones de la corriente del motor.

El panel puede detener la unidad porque el motor toma excesiva corriente (actúa el relé de sobrecarga) o porque toma poca corriente (actúa el relé de mínima carga). El primer caso es típico cuando el motor no tiene potencia suficiente para las condiciones de trabajo de la bomba. En esta circunstancia el relay queda enclavado y el motor no puede arrancar automáticamente, siendo necesaria la intervención del operador. De este modo se evita que el motor arranque en condiciones de sobrecarga, protegiéndolo. El corte por máxima se establece generalmente en un 15% por encima de la corriente nominal. Cuando el motor toma muy poca corriente, generalmente un 15-20% por debajo del valor nominal, el panel interrumpe el suministro de energía al mismo e inicia el funcionamiento de un temporizador ajustable que programa un nuevo arranque en el término no menor de media hora. Esto se hace por lo siguiente: cuando la capacidad de producción de la bomba supera el volumen de fluido que el pozo puede entregar, el nivel desciende hasta la succión de la bomba. En estas circunstancias la potencia requerida por el motor es substancialmente menor que la nominal y si esta condición perdura, el motor se sobrecalentará (a pesar que tome menos corriente) porque no hay circulación de fluido que refrigere el motor. Al detenerse la bomba el nivel de fluido se restablece pudiendo luego reiniciarse otro ciclo de bombeo. Por lo tanto, el temporizador se programa para que la bomba arranque automáticamente luego de un tiempo fijado por el operador. Otra alternativa a este último caso es la técnica de variar la frecuencia de la tensión de alimentación, que es el sistema adoptado en nuestra operación desde hace ya algo más de 10 años. La velocidad de rotación de la bomba es proporcional a la frecuencia y a

Figura 11-IV


menor velocidad, menor producción, entonces, disminuyendo las rpm del motogenerador, la bomba trabaja a menor frecuencia, produce menos y por lo tanto el nivel del pozo se estabiliza. Este modo de funcionamiento es preferible al de arranque y parada periódico porque evita solicitaciones adicionales tanto eléctricas como mecánicas sobre los distintos elementos del sistema electrosumergible, las cuales pueden con el tiempo acortar la vida útil de la instalación. Por último, el panel permite obtener un registro gráfico de la corriente del motor por medio de un amperímetro especial que tiene un estilete en lugar de aguja. El estilete imprime un registro continuo de corriente sobre una carta que da un giro cada día ó semana, accionada por un mecanismo de relojería. SUMINISTRO DE ENERGÍA

En este caso la energía necesaria para accionar la unidad electrosumergible proviene de un motogenerador ubicado en la locación del pozo, o de las líneas de distribución. La tensión de generación que oscila entre 440 y 480 voltios, 60 Hz, es elevada por un transformador a la tensión de trabajo del motor de la bomba más un adicional para compensar la caída de tensión en el cable trifásico. En el cable de potencia que conecta la salida del transformador con el motor de la bomba, se intercala una caja de conexiones o caja de venteo, cuya función principal es ventear a la atmósfera el gas que pueda migrar a la superficie por el interior de dicho cable. 5. REGISTROS TIPO Estos registros (cartas amperométricas) reflejan las condiciones de trabajo de las unidades (ESP) y permiten determinar problemas y anormalidades en el funcionamiento de las mismas. En esta sección se indicarán distintos registros tipo que muestran las diversas condiciones de operación de la unidad.

OPERACIÓN NORMAL (Fig. 12-IV) Un motor trifásico de inducción a velocidad constante y operando bajo una carga fija indicará un valor de corriente (amperaje) constante, esto indica que el diseño de la unidad es compatible con la Producción del pozo.

Figura 12-IV


FLUCTUACIONES DE ENERGÍA (Fig. 13-IV)

En operaciones normales la energía que entrega el motor de la unidad es aproximadamente constante. Si se verifica una fluctuación de tensión (voltaje) en el suministro de energía, se verificará una fluctuación de la corriente (amperaje) para procurar mantener constante la energía que entrega el motor a la bomba. Esto es así debido a que la tensión varía inversamente con la corriente. Las fluctuaciones de energía que muestra esta carta puede ser causada por problemas en el motogenerador o del aporte de la línea de distribución.

BLOQUEO POR GAS (Fig. 14-IV)

En la carta puede diferenciarse tres situaciones previas al bloqueo por gas de la bomba:

• Sección (A): en el arranque de la bomba, hay un alto nivel de fluido en el

pozo que reduce la altura dinámica e inicialmente se incrementa la producción y el requerimiento de corriente (amperaje).

• Sección (B): la curva muestra el valor de amperaje correspondiente al de una operación normal (elección de la unidad compatible con la producción).

• Sección (C): el nivel dinámico de fluido cae por debajo del valor para el

cual el gas en el petróleo se mantiene en solución y comienza a desprenderse gas libre con lo que la demanda de corriente es menor, debido a que el fluido tiene menor densidad por el gas en solución.

• Sección (D): en esta sección es mayor la proporción de gas libre por lo

que se verifica una fluctuación del amperaje motivada por el bombeo simultáneo de fluido y gas. Finalmente el motor se detiene por bajo valor de corriente.

Las posibles soluciones para esta condición son:

• Separar el gas del líquido antes que entre a la bomba por medio de un

separador de gas, equipando el conjunto bomba-motor con una camisa, o asentando la bomba por debajo del intervalo de entrada de gas dentro del pozo.

• Reducir el régimen de producción con el uso de un estrangulador regulable de caudal en superficie o disminuyendo la frecuencia de la tensión de alimentación hasta que haya establecido un nivel de fluido que permita la operación continua.

• Establecer un sistema de paradas cíclicas para máxima producción usando un número mínimo de ciclos. No obstante cuando los ciclos de parada se


usan temporariamente en una instalación, la bomba debe ser reemplazada por una de tamaño adecuado en la próxima intervención.

Figura 13-IV


Figura 14-IV


PRESENCIA DE GAS (Fig. 15-IV)

Este es el caso de una bomba operando próxima a su capacidad de diseño y con una cierta proporción de gas en el fluido que provoca la fluctuación continua del amperaje. Esta condición dará como resultado una reducción de la producción total de fluido.

Figura 15-IV


BOMBEO INTERMITENTE POR FALTA DE NIVEL DE FLUIDO (Fig. 16-IV)

La condición es idéntica a la de bloqueo por gas sólo que no se evidencian fluctuaciones de amperaje por gas. Cuando el nivel de fluido comienza a aproximarse a la entrada de la bomba, tanto el régimen de producción como el amperaje declinan, llegando al nivel de baja corriente prefijado y la unidad se detiene. A continuación se inicia la secuencia de arranque automático y después de un cierto tiempo la unidad vuelve a arrancar. El nivel de fluido se incrementó levemente durante la demora y la bomba volvió a arrancar en forma automática antes de que el fluido alcance su nivel estático. Esta situación indica que la bomba es demasiado grande para esta instalación El ajuste (disminución) de la frecuencia reducirá el caudal extraído y puede normalizar la situación. Debe tenerse en cuenta que este ajuste está limitado por la posibilidad de variación de frecuencia, que en nuestro caso se logra variando la velocidad del motogenerador (por ejemplo entre 1800 y 1500 RPM) lo cual nos permite obtener un rango operable entre 50 y 60 Hz, con variación continua. En correspondencia, se obtendrá una variación de caudal del mismo orden (aproximadamente 17%). Esto nos permite ajustar pequeñas diferencias de diseño y/o cambios con respecto a los valores iniciales de producción. Si se da una situación de falta de nivel, luego de la primer detención del equipo o si se detecta la disminución de corriente a tiempo, mediante la observación de la carta, se realiza la corrección de frecuencia hasta eliminar esta situación. Si ello no se logra, se procede a cambiar la bomba siguiendo las recomendaciones ya dadas. Para evitar situaciones de falta de nivel cuando se instala el equipo, se pone en marcha el motor a baja frecuencia (por ejemplo 50 Hz) y luego se la incrementa gradualmente hasta alcanzar el punto de operación de diseño. Otra ventaja de esta forma de operar con respecto a la anterior es la eliminación de sucesivos arranques del motor que provocan la reducción de la vida útil del mismo.


Figura 16-IV


FRECUENTES CICLOS DE MARCHA (Fig. 17-IV)

Este registro es similar al caso de bombeo intermitente antes visto con la diferencia que los tiempos de marcha son más breves y los ciclos más frecuentes. El funcionamiento de la unidad en estas condiciones es muy perjudicial para el motor por lo que debe tomarse acción inmediata para corregir dicha anormalidad. Generalmente este es el caso de una bomba demasiado grande para la producción del pozo, no obstante hay otros problemas que pueden dar una carta similar, por ejemplo, si la cañería de descarga está obstruida o tiene una válvula parcialmente cerrada dará como resultado una baja producción acompañado por una disminución de amperaje y alta presión en el tubing.

ARRANQUES EXCESIVOS (Fig. 18-IV)

Muestra una unidad que está operando normalmente hasta que debido a fluctuaciones en el suministro de energía, el motor se para. A continuación se intentaron varios arranques manuales sin resultado. Sin embargo nunca debe hacerse más de un intento de arranque manual de una unidad, si el motor no arranca en el primer intento debe detectarse la falla antes de volver a intentar.

CORTE POR SOBRECARGA (Fig. 19-IV)

Esto ocurre cuando el motor no tiene potencia suficiente para las condiciones de trabajo de la bomba, por ejemplo debido a la excesiva fricción de la bomba (arena, carbonato, parafina). La demanda de potencia hará que el motor exceda su corriente nominal. Si esta condición se mantiene durante un tiempo determinado en el cual la corriente excede en un 15% a la nominal, el panel de control detiene la unidad.


Figura 17-IV


Figura 18-IV


Figura 19-IV

Manual de Producción – PAE-Argentina 1-V

V - ESTACIONES SATELITE DESCRIPCIÓN GENERAL La función que cumple la estación satélite es la de reunir la producción de un grupo de pozos con el objeto de realizar las siguientes operaciones:

• Separar el gas del petróleo. • Controlar la producción total de la estación.

• Controlar la producción de petróleo, agua y gas de cada pozo.

• Elevar la temperatura del fluido.

• Deshidratar el gas para el consumo o venta.

• Bombear el fluido a las plantas deshidratadoras.

• Cortar y tratar agua para inyectar.

Algunas estaciones no efectúan la totalidad de las operaciones descriptas. En la Fig.1-V se muestra un esquema de una estación satélite tipo en la que se indican los equipos e instalaciones necesarios para efectuar el conjunto de operaciones ya citadas. Como puede verse en dicha figura, el fluido de cada pozo entra al colector (manifold), de allí la producción del conjunto se deriva a un calentador y al separador general donde se produce la separación gas-petróleo, un juego de válvulas (bypass) permite derivar la producción directamente al separador general sin pasar por el calentador. Efectuada la separación del gas, el fluido es bombeado a la planta deshidratadora de petróleo pasando previamente por el segundo calentador y el puente de medición de fluido; un bypass en la entrada del calentador permite cerrar el paso del fluido por éste. Normalmente uno de los calentadores también genera vapor para calefaccionar el fluido, mediante serpentinas instaladas en los separadores de ensayo y tanques. El gas a deshidratar pasa por el radiador, separador de líquidos (scrubber), torre de absorción a glicol (torre de contacto), puente de medición de gas y finalmente ingresa al sistema general de distribución para su consumo o venta. El glicol utilizado en el proceso se lo recupera deshidratándolo en el rectificador de glicol que está próximo a los calentadores. La producción de los pozos a ensayar se la deriva a los calentadores, separadores de ensayo o al tanque de ensayo. Al igual que con la producción general, un bypass en cada línea permite derivar el fluido directamente a los ensayadores. Hay estaciones que cuentan con generadores de vapor exclusivos, para calefaccionar tanques y separadores de ensayo.

Manual de Producción – PAE- Argentina 2-V

Completan las instalaciones de la estación satélite, los tanques de almacenaje y ensayo, dispositivos de control, líneas secundarias de alimentación de gas a la estación y líneas de drenaje de líquidos y venteo de gas. En la actualidad y con motivo de la producción de gas en importantes volúmenes se ha incorporado una Estación Satélite ( Zorro 4 ), que no cuenta con tanques de almacenamiento de petróleo dada su relación de gas alta. El funcionamiento de la misma se circunscribe al procesamiento del gas, que se deriva a la Planta compresora de Zorro, mientras que los líquidos que son separados en el proceso mas los provenientes de la producción natural , por presión, desde el sistema, son conducidos a la planta de petróleo de Zorro 2. Las instalaciones de esta Estación no difieren del resto, salvo en capacidades de volúmenes y presiones acordes a lo que se procesa. Los venteos y escapes de emergencia, son conducidos a un separador de líquidos, que cuenta con la antorcha de venteo correspondiente. A su vez ante la posibilidad de no poder procesar la producción en situaciones de

riesgo, el sistema cuenta con un cierre de emergencia que presuriza hacia atrás el proceso y automáticamente se produce el Shut Down de los pozos involucrados.


Figura I-V


DESCRIPCION Y FUNCIONAMIENTO DE LOS EQUIPOS E INSTALACIONES 1. COLECTOR (MANIFOLD DE ESTACIÓN): ASA-150 – 300.

Esta instalación cumple las funciones de: reunir la producción de los pozos y derivarla a diferentes lugares de la estación satélite. Normalmente está constituido por tres líneas colectoras: una general y dos de ensayo con sus respectivas conexiones, válvulas de paso y de retención que las conectan a las líneas de los pozos. (Fig. 2-V). Algunas estaciones que reúnen un número mayor de pozos tienen colectores de cuatro líneas (tres de ensayo) lo que les da una flexibilidad mayor en la programación de los ensayos. Las operaciones que podemos realizar con el colector pueden resumirse en las siguientes:

• Derivar la producción general al separador general o a los tanques.

• Derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los separadores o tanques de ensayo / control.

• Derivar la producción de un pozo o grupo de pozos a los tanques.

Figura 2-V


FORMA DE OPERAR EL COLECTOR.

Para derivar un pozo a ensayo se deben operar las válvulas de la forma que se indica: cerrar la válvula correspondiente al pozo que la conecta con la línea colectora general, e inmediatamente abrir en forma lenta la válvula que la conecta a la colectora de ensayos. La operación inversa se realiza de la misma forma, cerrando primero la válvula que la conecta a la colectora de ensayos y abriendo lentamente la válvula de la colectora general. Si se desea ensayar un pozo a tanque o es necesario descargar una línea, en primer término debe asegurarse que no haya alguna válvula abierta a esa línea colectora, luego se abre la válvula a tanque (E1 o E2) y a continuación se procede en la misma forma que para los separadores de ensayo. Si en estos casos además se requiere el uso del calentador, deberá efectuarse tal operación operando directamente el bypass del separador de ensayo o en el caso de pozos con mucho gas hacer pasar previamente la producción por el separador y luego a tanque. Si por alguna razón fuera necesario derivar toda la producción a los tanques se abren las válvulas (E1 y E2), todas las válvulas correspondientes a esa línea colectora y finalmente se cierran todas las válvulas de las restantes líneas colectoras. En todos los casos que se opere el colector se deberá controlar, luego que se ha derivado la producción de un pozo, si todas las válvulas están en correcta posición de apertura o cierre y tener presente que siempre debe permanecer una válvula abierta en cada línea de conexión del colector con la línea del pozo.

CARACTERÍSTICAS CONSTRUCTIVAS.

Los colectores normalmente se los construye con cañería de 4" y 2" de diámetro, y en

sectores de cinco bocas con los extremos de sus líneas colectoras bridadas para su posterior instalación sobre una base de hormigón. Las válvulas de paso son del tipo tapón lubricado de dos vías (un paso), esféricas de paso total y las de retención del tipo a clapeta; todas ahora bridadas.

La presión de trabajo del colector está limitada por la presión de trabajo de las válvulas. Algunas estaciones tienen colectores construidos íntegramente para conexiones del tipo Victaulic y con las líneas de conexión a cada pozo soterradas.

Válvula tapón lubricado. Como se puede observar en la Fig. 3-V es del tipo cónica rotativa de 1/4 de vuelta, el sello se logra por lubricación a presión. Con la válvula en posición cerrada la grasa a través de las canaletas sellantes proporciona el sello entre el cuerpo y el tapón cónico. En ambas posiciones de apertura y cierre la grasa a presión de la cámara sellante eleva el tapón cónico sellando el conjunto de empaquetaduras. La principal causa de pérdidas se debe en la mayoría de los casos a la falta de una lubricación apropiada. Las válvulas deben operar suaves y las juntas deben estar correctamente ajustadas. Si alguna válvula requiere demasiado esfuerzo para operarla se puede aflojar los dos bulones superiores que sujetan la parte móvil al cuerpo y engrasar, cuidando siempre que no se verifiquen pérdidas.


Válvula de Tapón Lubricado

Válvulas esféricas de paso total:

Estas válvulas se caracterizan por la disminución de la perdida de carga a través de su cuerpo de paso total, y fácil maniobrabilidad, ya que actúan solamente con ¼ de vuelta sobre su eje y de esta forma, la posibilidad de error en el manejo de las mismas se disminuye, al tener dos posiciones perfectamente definidas. Estas válvulas pueden ser automatizadas, con actuadores de todas las generaciones (eléctricos, neumáticos, hidráulicos, mecánicos). Existen en el mercado en todas las series, y con conexiones variadas, (roscadas, soldadas, bridadas,..) no requieren mantenimiento, pero si algún elemento de su composición se deteriorara sus componentes son de fácil recambio. (Fig.4-V y Fig.4-V-Bis)

Figura 3-V


Válvula Esférica

Figura 4-V


Figura 4-V-Bis


MANTENIMIENTO DEL COLECTOR. Es conveniente conservar en un lugar cubierto (por ejemplo, dentro del separador de test) un esquema que indique el orden de entrada de los pozos, porque en caso de roturas se puede ensuciar todo el conjunto de petróleo y no será posible leer el pozo a que corresponde una determinada línea. Es aconsejable tener bien pintados y limpios los números que identifican los pozos. Un buen programa de lubricación de válvulas es necesario (una vez por año es el óptimo en condiciones normales). Todas las válvulas de la estación deben ser probadas (abriendo y cerrando) una vez por año así se tendrá la seguridad de que funcionarán correctamente en el momento necesario. Una vez cada seis meses se debe controlar la hermeticidad de las válvulas del colector de la siguiente forma: Se descargará el o los separadores de ensayos y se pondrán los contadores de barriles en cero, se controlará el colector para estar seguro de que todas las válvulas que comunican con los separadores de ensayo están perfectamente cerradas y se dejará en esta condición durante 24 horas o bien durante un fin de semana si no se utiliza el separador. Cumplido el lapso previsto, se controlarán nuevamente los contadores, dándonos éstos una cifra indicativa de las pérdidas si las hubiese. Se mantendrá en la carpeta de la estación satélite la planilla adjunta en la que se registrarán los controles de engrase, prueba de funcionamiento y prueba de hermeticidad. MANIFOLDS AUXILIARES. Se instalan frecuentemente en el campo y su objeto es el de evitar el tendido de largas líneas individuales del pozo a la estación. Son ASA-300 (presión de trabajo 720psi) y permiten enviar la producción de varios pozos a través de una sola línea de mayor diámetro (línea general). La otra línea (de ensayo) permite realizar el ensayo individual del pozo con la frecuencia que se estipule.

• Denuncie los Derrames y Aplique los

Procedimientos.


FUNCIONAMIENTO DEL COLECTOR Y VALVULAS

FUNCIONAMIENTO (Todas)

AÑO Ene Feb Mar Abr May Jun Jul Ago Sep Oct Nov Dic

Observaciones:

ESTACION MANTENIMIENTO DE VALVULAS

...................................

ENGRASE 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem 1°Sem 2°Sem

(Todas)

Observaciones:

HERMETICIDAD

(Manifold)

Observaciones:


2. CALENTADORES INDIRECTOS

En nuestra operación utilizamos distintos tipos de calentadores:

• Abiertos a la atmósfera De fuego indirecto:

• Cerrados a la atmósfera

La característica de los calentadores indirectos es que la transferencia de calor se realiza

del tubo de fuego al agua que llena el calentador y del agua a la serpentina por donde circula el fluido (Fig. 5-V). Como ya se indicó los calentadores indirectos pueden ser del tipo cerrado o abierto a la atmósfera, la diferencia fundamental es que el primero por su diseño permite generar vapor a baja presión. Ambos tipos se fabrican en distintas capacidades y número de serpentinas, pueden tener uno, dos y hasta tres juegos de serpentina. Las dimensiones del cuerpo y capacidades del quemador de los calentadores que utilizamos en nuestra operación son las que se indican:

Figura 5-V


Dimensión del Cuerpo Capacidad Quemador Tipo (pies) BTU/Hora

2.5 x 10 500.000 Abierto 4 x 10 1.000.000 Abierto-Cerrado 6 x 12 2.000.000 Abierto-Cerrado 6 x 22 4.000.000 Abierto-Cerrado 6 x 30 5.000.000 Cerrado Todos ellos tienen revestimiento térmico de lana de vidrio y recubrimiento exterior de chapa de aluminio. Estos calentadores están compuestos básicamente por los siguientes elementos:

• Cámara de agua.

• Tubo de fuego en "U"

• Serpentina.

• Quemador.

• Sistema de alimentación de gas.

• Controles automáticos. En la Fig. 5-V se muestra el esquema de un calentador indirecto con la indicación de sus partes principales: cámara de agua, serpentina, tubo de fuego en forma de "U" y quemador. Los calentadores cerrados tienen dos conexiones adicionales para el circuito de vapor: una brida superior (salida de vapor) y una brida inferior (retorno de condensado). Cuentan además con dos válvulas de seguridad que deben abrir cuando la presión de vapor alcanza el valor de 15 psi (presión de trabajo del cuerpo del calentador). Para el correcto funcionamiento del circuito de vapor, el calentador-generador de vapor se ubica en un nivel inferior respecto de las serpentinas de los tanques. Las líneas de alimentación y retorno tienen revestimiento térmico (lana de vidrio) y recubrimiento de chapa o plástico para evitar la humedad.

QUEMADOR.

Es del tipo inspirador, en éste el flujo de gas induce el aire que necesita para su combustión creando una mezcla combustible, es decir que el gas actúa como fluido motor. El conjunto del quemador (Etchegoyen) (Fig. 6-V) consta de los siguientes elementos: dispositivo regulador de entrada de gas, disco giratorio regulador de aire primario, tubo inspirador (Venturi), boquilla retenedora de llama, cámara de regulación del aire secundario y dispositivo de llama piloto.


Algunos quemadores (Armexas, Felta) tienen además un conjunto arrestallamas en la cámara de aire secundario cuya función es la de impedir la salida de elementos ígneos al exterior, tales como chispas, o retroceso de llama.(Fig. 6-V bis). Para lograr una combustión eficiente es importante controlar el porcentaje de oxigeno existente en los gases de la chimenea del calentador. En la práctica se trabaja con algún exceso de aire sobre el teórico necesario para asegurar que no quede combustible sin quemar. La presencia de óxido de carbono en los gases, indica que el carbono al no quemarse totalmente, no forma anhídrido carbónico sino óxido de carbono, liberando así solamente una parte de calor. Naturalmente con mayor exceso de aire el óxido de carbono desaparece y tendremos: oxígeno y anhídrido carbónico en los gases de la chimenea, no obstante el exceso de aire debe ser controlado ya que si su valor porcentual es elevado disminuye el rendimiento. En efecto, el exceso de aire que ingresa al tubo de fuego absorbe calor y aunque ceda parte de él en su recorrido por el mismo, finalmente llevará a la chimenea una parte del calor que contiene disminuyendo el rendimiento de la instalación. Todos los quemadores llevan instalación remota de encendido, y los de nueva generación, sistema de termocupla protectora de encendido, si la llama se apagara por algún motivo. En la práctica, al encender el calentador deberá asegurarse que la llama tenga una tonalidad azulada, levemente amarilla en el frente. Si la llama es amarillenta debe aumentarse el suministro de aire y en todo caso regular la entrada de gas al quemador hasta lograr la relación adecuada. Dicha regulación deberá ajustarse posteriormente de acuerdo al porcentaje de oxígeno existente en los gases de la chimenea; el valor práctico del porcentaje de oxígeno para una combustión eficiente del gas natural debe ser de 1 % a 2 %.

Figura 6-V


Figura 6-V-Bis


ANALIZADOR DE GASES DE COMBUSTION Se dispone en cada distrito del Yacimiento de un equipo F.E.M. (Fuel Efficiency Monitor) que permite medir temperatura y oxígeno contenidos en los gases de combustión que salen por la chimenea del calentador cuya eficiencia se desea verificar. El objeto es optimizar estos valores regulando adecuadamente la llama del quemador. Es de sencillo uso y su calibración puede realizarse verificando valores de temperatura ambiente y porcentaje de oxígeno en el aire (20.9 %). SISTEMA DE ALIMENTACION DE GAS Las Figuras 7-V, 8-V y 8a-V muestran los circuitos de alimentación de gas para los dos tipos de calentadores indirectos. Como puede verse difieren en algunos elementos de control. El calentador abierto cuenta con una válvula termorreguladora y tienen además un control de nivel de agua, el calentador-generador de vapor tiene dos elementos de control: nivel de agua y presión de generación de vapor. En los dos tipos de calentadores la instalación hasta la válvula reguladora de presión tipo 630 y la alimentación de gas del piloto es idéntica: el gas pasa por la válvula manual de entrada, separador de líquidos, luego se precalienta para aumentar el rendimiento de la combustión (un tramo de la cañería de 3/4" pasa por la cámara de agua), circula por el filtro en "Y" y por la válvula reguladora de presión tipo 630. La alimentación de gas para el piloto es construida con cañería de 1/4" y tiene una válvula reguladora de presión tipo Y-200. A partir de esta instalación común a ambos, en el "calentador abierto" el paso de gas se controla con una válvula termorreguladora que interrumpe el flujo de gas cuando la temperatura del agua llega a un valor prefijado. En el calentador cerrado el gas se controla con: el dispositivo de nivel CMAQ 401 que actúa (mandando gas) a la válvula tipo DSG-7501, y además con otra válvula tipo DXSG-7501 que actúa por presión del vapor. La alimentación de gas para el dispositivo de nivel CMAQ-401 lo efectúa una válvula reductora de presión y filtro tipo 67-FR. Finalmente la instalación de la línea de gas al quemador y piloto se completan con las respectivas válvulas manuales y manómetros.


Figura 7-V


Figura 8-V

Figura 8-a-V


DESCRIPCIÓN DE LOS ELEMENTOS DE REGULACIÓN Y CONTROL AUTOMÁTICO VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN TIPO 630. La función de esta válvula es mantener constante el valor de presión del gas requerido por el quemador (rango de presión: 3-40 psi). Sus componentes básicos son (Fig. 9-V):

• Cuerpo (tres secciones).

• Tornillo y resorte regulador.

• Diafragma.

• Brazo de accionamiento.

• Conjunto orificio-placa.

Figura 9-V

Válvula Reguladora de Presión Tipo 630


Funcionamiento: La regulación de esta válvula se efectúa girando el tornillo que al actuar sobre el resorte modifica la posición del diafragma y del brazo de accionamiento. De esta manera la placa se aproxima o se aleja del orificio según sea el sentido de giro que se aplique al tornillo. Si ajustamos el tornillo, la placa se aleja del orificio (menor restricción al flujo) y la presión de gas aguas abajo aumenta. Si por el contrario desenroscamos el tornillo, la presión del resorte sobre el diafragma es menor, la placa se aproxima al orificio (mayor restricción al flujo) y la presión del gas en la salida disminuye. Si luego de efectuada la regulación la presión a la salida tiende a aumentar (menor consumo, por ejemplo) el gas ejerce mayor presión sobre el diafragma desplazándolo hacia la derecha. La placa se aproxima al orificio aumentando la restricción, de esta forma disminuye el flujo de gas y la presión en la salida se estabiliza. Si la presión tiende a bajar, la presión en la cámara también disminuye y el resorte desplaza el diafragma hacia la izquierda. De este modo la palanca móvil aleja la placa del orificio recuperándose la presión en la salida. Todos los movimientos descriptos son instantáneos de manera que la presión de gas regulado se mantiene prácticamente constante.

VÁLVULA TERMORREGULADORA. Como hemos dicho, esta válvula interrumpe el flujo de gas al quemador cuando el agua alcanza la temperatura normal de funcionamiento (Fig.10-V). A continuación se indican sus componentes básicos:

• Cuerpo de válvula de simple

asiento.

• Conjunto:

• barra de accionamiento

y vastago.

• Resorte-regulador y

Tuerca de regulación.

• Fuelle.

• Bulbo y tubo capilar.

Figura 10-V

Válvula Reguladora


Funcionamiento: El sistema térmico constituido por el bulbo, tubo capilar y fuelle están llenos con un fluido (fluido térmico distinto, según el rango de la válvula), el que al producirse un aumento de la temperatura del bulbo se evapora parcialmente. La presión del vapor así generado impulsa el líquido a través del capilar hacia el fuelle, el que debe vencer el resorte regulador para producir el movimiento del obturador de la válvula. De esta forma restringe o cierra el paso de gas al quemador. En el enfriamiento el proceso es inverso; al caer la presión en el bulbo el resorte comprime al fuelle y obliga al fluido térmico a retornar al mismo. De esta manera la válvula se abre dejando pasar el gas al quemador. Con el aumento o disminución de la tensión del resorte también se aumenta o disminuye la temperatura de ajuste. Esto se realiza mediante la tuerca de regulación; si queremos aumentar la temperatura del calentador enroscamos la tuerca con lo que comprimimos el resorte y fuelle; para disminuir la temperatura operamos en forma inversa. DISPOSITIVO CONTROL DE NIVEL CMAQ / F 401. Este dispositivo (Fig.11-V) detecta el nivel de agua y deja pasar gas a presión a la válvula DSG-7501 la que a su vez actúa sobre la alimentación de gas al quemador. El dispositivo CMAQ / F -401 recibe gas del sistema cuya presión regula una válvula tipo 67 FR. Sus componentes básicos son:

• Cuerpo.

• Flotante y mecanismo de Movimiento.

• Rueda dentada y topes.

• Microválvula de tres vías.


Control de Nivel

Figura 11-V


Funcionamiento: Si el nivel de agua en el calentador es normal, el mecanismo mantiene el brazo de la microválvula hacia abajo. En esta posición el gas que ingresa a la microválvula actúa sobre el diafragma de la válvula DSG-7501 manteniéndola abierta. Cuando el nivel desciende, el mecanismo desplaza el brazo de la microválvula hacia arriba, en esta posición se cierra la alimentación de gas y se ventea el gas que mantenía abierta la válvula DSG-7501 cortando el flujo de gas al quemador. Para regular el control de nivel se deben aflojar las tuercas de los topes y girar los tornillos que accionan el movimiento de dichos topes.

VÁLVULA DSG -7501. Esta válvula es del tipo operada a diafragma y de acción normalmente cerrada, es decir que al dejar de actuar el gas en la cámara de presión la tensión del resorte mantiene al obturador contra el asiento. (Fig.12-V). Sus componentes básicos son:

• Cuerpo de válvula de

Simple asiento.

• Tornillo y resorte

Regulador.

• Diafragma.

• Vástago, obturador.

Funcionamiento: Cuando el nivel de agua en el calentador es normal, el control CMAQ / F- 401 manda gas a la cámara de presión de la válvula desplazando hacia arriba al obturador. La válvula permanece abierta y el gas circula normalmente al quemador. Si el nivel desciende el control de nivel actúa sobre la válvula de tres vías liberando el gas de la cámara de presión de la válvula DSG-7501 que cierra por la acción del resorte.

Figura 12-V

Válvula DSG-7501


VÁLVULA REGULADORA DE PRESIÓN TIPO 67-FR. (FIG. 13-V) Está compuesta por:

• Cuerpo (tres secciones).

• Elemento filtrante.

• Conjunto orificio-obturador-

Resorte.

• Diafragma.

• Tornillo y resorte

Regulador.

• Válvula drenaje.

Funcionamiento: Es similar a la válvula tipo 630, el gas pasa previamente por el elemento filtrante y la presión de salida se regula restringiendo el flujo de gas a través del orificio. Si la presión tiende a subir el diafragma comprime el resorte regulador, a su vez el resorte inferior desplaza al obturador disminuyendo el paso de gas a través del orificio. Esto hace que la presión aguas abajo vuelva a su valor normal de regulación. Cuando la presión en la salida tiende a bajar el obturador se aleja del orificio, el flujo de gas aumenta y la presión se estabiliza . Según el tipo de resorte regulador los rangos de presiones son: 5-25, 5-35, 30-60 y 55-100 psi.

Figura 13-V

Válvula Reguladora Tipo 67-FR


Válvula DXSG – 7501 VÁLVULA DXSG-7501

Esta válvula es del tipo operada a diafragma y de acción normalmente abierta, es decir que al descender la presión del vapor, el resorte mantiene el obturador en posición abierta.

(Fig. 14-V).

Está compuesta por:

• Cuerpo de válvula

simple asiento.

• Diafragma.

• Resorte regulador.

• Conjunto, barra de

accionamiento vástago.

• Tuerca de regulación.

Funcionamiento. La presión del vapor actúa directamente sobre el diafragma, si la presión aumenta el diafragma comprime el resorte y mueve al vástago cerrando el flujo de gas al quemador. Con el aumento o disminución de la tensión del resorte se aumenta o disminuye la presión de generación de vapor. Esto se realiza mediante la tuerca de regulación enroscando o desenroscando según se requiera aumentar o disminuir la presión. Para un correcto funcionamiento del calentador-generador de vapor la válvula debe regularse para que cierre a 14 psi.

Figura 14-V


OPERACION Y CONTROL DE LOS CALENTADORES A. ENCENDIDO DEL CALENTADOR Previamente verificar que las válvulas del piloto y quemador estén cerradas; si el calentador estaba en operación cerrar las válvulas y esperar 15 minutos. Encender el piloto y luego abrir lentamente la válvula del quemador. Cerrar y abrir la válvula del quemador para verificar el funcionamiento del piloto. Esta operación debe realizarse con precaución, tratando de no estar frente al quemador para evitar un accidente en caso de un eventual retroceso de la llama. En los calentadores que cuentan con válvula termorreguladora cuando la temperatura alcanza los 150°F verificar el funcionamiento de dicha válvula, luego aumentar gradualmente la temperatura de corte hasta llegar al valor deseado, en los calentadores indirectos abiertos la temperatura no debe exceder de 200°F a fin de evitar pérdida de agua por evaporación. En los calentadores cerrados verificar el correcto funcionamiento del control de nivel CMAQ / F- 401 y válvula de corte por presión de vapor, la presión de trabajo del calentador es de 15 psi. B. CONTROLES PERIÓDICOS Controlar el nivel de agua. En los calentadores abiertos verificar el nivel observando directamente si el agua cubre las serpentinas. El nivel puede variar un poco debido a la vaporización natural. Si se nota un excesivo consumo de agua es posible que tengamos pérdidas (juntas, tubo de fuego) o bien la temperatura supera los 212°F. En los calentadores cerrados el nivel de agua se controla con el nivel de vidrio. Es conveniente verificar si alguna de las válvulas del nivel no está obstruida, para ello procédase de acuerdo a lo que se indica:

(1) Cerrar las dos válvulas que comunican con el interior del calentador.

(2) Abrir la válvula de drenaje y vaciar el contenido del nivel.

(3) Cerrar la válvula de drenaje.

(4) Abrir las válvulas que comunican con el interior (primero la inferior, luego la superior).

Verificar el correcto funcionamiento de los termómetros y manómetros, en caso de duda contrólese con otros de cuyo funcionamiento se esté seguro. Purgar condensados del decantador de líquidos y válvulas reguladoras de presión.

Verificar estado general de la chapa protectora del revestimiento térmico y sistema general de distribución de vapor.


C. TRATAMIENTO DEL AGUA DE CALENTADORES Y GENERADORES DE VAPOR Se utilizará exclusivamente agua proveniente del acueducto Sarmiento- Comodoro Rivadavia. Para eliminar el oxígeno disuelto en el agua, se empleará sulfito de sodio. Cuando sea necesario, el control de volumen de agua agregado se efectuará mediante un tambor de 1290 litros ubicado entre el tanque y la bomba del camión abastecedor calibrado. La dilución del sulfito de sodio se hará en un recipiente de 10 litros también calibrado. Para el control del pH se tomarán lecturas cada tres meses, como así también impurezas del agua, sulfito remanente, registrando los valores en los archivos correspondientes. Se considerarán normales, valores de pH entre 7 y 12. En caso que se detecten valores anormales, consultar con el Departamento de Ingeniería. D. PROCEDIMIENTO PARA AGREGAR AGUA POR FALTA DE NIVEL

(1) Extraer 10 litros de agua del tanque de 1290 litros que se está utilizando. (2) Diluir 200 gramos de sulfito de sodio en estos 10 litros de agua (es necesario

agitar el agua hasta alcanzar la dilución completa, mínimo 2 minutos). (3) Reincorporar estos 10 litros de agua con sulfito al tanque "sumergiendo el

recipiente dentro del mismo" (es importante evitar la aireación del agua con sulfito que se produciría al volcar el contenido del mismo en el tambor).

(4) Bombear los 1290 litros de agua dentro del calentador y repetir el procedimiento

con cada tanque de agua que sea necesario agregar. Cuando sea necesario reponer toda la carga de agua, el agregado de sulfito se hará de acuerdo a la siguiente tabla:

Dimensión del Cuerpo Capacidad Quemador Sulfito de Sodio (pies) BTU/Hora (Kg.)

2.5 x 10 500000 0.200 4 x 10 1000000 0.500 6 x 12 2000000 1.500 6 x 22 4000000 2.500 6 x 30 5000000 3.500 La dilución del total del sulfito de sodio a incorporar podrá realizarse en el primer tambor de 1290 litros que se incorpore al calentador, teniendo en cuenta las indicaciones de los puntos (1), (2) y (3). Una vez incorporado el contenido de este tambor en el calentador, con la totalidad del sulfito, se completará la carga del mismo bombeando el agua restante.


3. SEPARADOR GENERAL GAS-PETROLEO Como indicamos al comienzo de este capítulo, la producción que ingresa a la estación se deriva al calentador y luego al separador general cuya función es la de separar el gas del petróleo. Existen distintos diseños de separadores: horizontales, verticales y esféricos, en nuestra operación contamos con separadores horizontales y unos pocos del tipo vertical. En lo que sigue nos referiremos a los separadores horizontales fabricados por la Compañía National Tank / Armexas. (Fig. 15-V). El separador horizontal está constituido por un cuerpo cilíndrico con conexiones de entrada de fluido, salidas de fluido y gas, accesorios para el control automático del nivel de fluido y los elementos de seguridad (válvula de alivio y disco de ruptura). Las dimensiones del cuerpo de los separadores que utilizamos en nuestra operación son en su mayoría de 48" de diámetro por 10' de longitud, dependiendo de las capacidades de presión y volúmenes a tratar.( 100 a 200 psi. y 100000 a 200000 m3gpd.) Los elementos internos que tienen estos equipos para efectuar la separación del gas están constituidos normalmente por una serie de deflectores angulares ubicados a la entrada y a continuación un extractor de niebla. Algunos separadores incluyen un elemento intermedio para eliminar la espuma. En todos ellos la instalación interior se completa con una serpentina que eventualmente se conecta al sistema de distribución de vapor. En la entrada, al tomar contacto el fluido con los deflectores en ángulo, cambia la dirección del flujo y se produce la etapa primaria de separación del gas. El líquido cae por gravedad y pequeñas gotas del mismo son arrastradas por el flujo de gas hacia el extractor de niebla, constituido por una serie de placas paralelas y pasos sinuosos distribuidos

Figura 15-V


distribuidos convenientemente. Esta es la segunda etapa de separación en la cual las pequeñas gotas de líquido se separan del gas y caen al fondo del recipiente. El flujo de gas sale por la conexión superior del separador, pasa por el radiador y luego ingresa a la etapa de separación de condensados (scrubber) y deshidratación (torre de contacto). A su vez el fluido restante es derivado a los tanques, para su posterior bombeo a las plantas deshidratadoras de petróleo. DESCRIPCIÓN Y FUNCIONAMIENTO DE LOS ELEMENTOS DE CONTROL DEL SEPARADOR. En la Fig. 16-V se muestra un esquema del separador con sus elementos de control automático y válvulas que a continuación se indican:

• Válvula de control 657-A, entrada de la producción general al separador.

• Válvula de control 657-A con dispositivo de control de presión Wizard 4100

UR y Relay 2601, sistema de alivio que deriva la producción general a los

tanques en caso de sobrepresión en la línea de entrada al separador.

• Válvula de control DFG-401 en la salida para descarga del fluido a los tanques.

• Control de nivel normal de operación. Conjunto flotante, brida y brazo de accionamiento 231-C, válvula piloto 779-K.

• Control de alto nivel CMAQ / F -401.

• Válvula reguladora de presión de gas 67-FR para alimentación de gas de los controles automáticos.

• Válvula reguladora de contrapresión de gas 63-F.


Figura 17-V


VÁLVULA DE CONTROL 657-A Esta válvula es del tipo operada a diafragma, de acción normalmente abierta y cuerpo de doble asiento (Fig. 17-V). Cuando ingresa gas a la cámara de presión el diafragma comprime el resorte y la válvula cierra. Por su acción, el resorte mantiene abierta la válvula cuando la presión sobre el diafragma desciende. Esta válvula se fabrica en distintos tamaños y presiones de trabajo; en nuestras estaciones satélites normalmente utilizamos válvulas entre 4" y 8” de diámetro bridadas ASA 150 (275 psi de presión máxima de trabajo) para la entrada al separador y el sistema de alivio. Observaciones. La válvula 657-A puede modificarse para que sea de acción normalmente cerrada, es decir que la válvula abrirá cuando ingrese gas a la cámara de presión. Para ello se invierte la posición del cuerpo de la válvula. Observando la Fig. 17-V vemos que si desmontamos la brida tapa inferior, invertimos el cuerpo y colocamos la brida tapa en la nueva posición, el obturador por la acción del resorte cierra contra el asiento. En este caso la válvula abrirá cuando la presión de gas en el diafragma supere la tensión del resorte. Esta válvula así modificada se la utiliza en la línea de "recirculación a los tanques", en este caso la válvula debe ser de acción normalmente cerrada para evitar el retorno de la producción a los tanques, en caso de que la válvula no actúe (se rompa el diafragma por ejemplo). Otra válvula que se utiliza en la recirculación a tanque es la tipo 667; esta es una válvula de acción normalmente cerrada con actuador especialmente diseñado para tal función. En este caso la válvula abre con presión de gas que actúa por debajo del diafragma.


VÁLVULA 657-A CON CONTROL DE PRESIÓN WIZARD 4100 UR Y RELAY 2601

Este conjunto constituye el sistema de alivio y está conectado en derivación con la línea de entrada de la producción al separador general. Su función es descargar la producción total de la estación a los tanques cuando la presión en la línea de entrada al separador supera un valor prefijado (normalmente se regula a 15 psi sobre la presión normal de operación del separador). En la Fig. 18-V se indica un esquema del funcionamiento. La válvula 657-A permanece cerrada en condiciones normales de operación por la presión de gas que actúa sobre el diafragma y que regula una válvula 67-FR (a).

Figura 18-V


El control de presión Wizard 4100 UR está constituido por el tubo Bourdon, el conjunto placa de cierre-tobera, la perilla de regulación y los manómetros indicadores de la presión de alimentación de la válvula 67-FR (b) y de presión de salida que actúa sobre el relay neumático 2601. El tubo Bourdon recibe la señal de presión a través de un tubo de 1/4" lleno de glicol que está conectado a la línea de producción con un juego de bridas, entre las cuales se instala un diafragma. Una conexión lateral en el tubo de 1/4" permite agregar el glicol al sistema. Cuando la presión en la línea de entrada al separador aumenta, se deforma el diafragma conectado a dicha línea y transmite la presión al glicol, esto hace que el Bourdon se expanda. En consecuencia la placa se aleja de la tobera dejando escapar gas y desciende la presión en la cámara del relay 2601. Las funciones que cumple el relay neumático 2601 son: mantener cerrada la válvula 657-A con la presión de gas que regula la 67-FR (a) y amplificar la señal que recibe del control de presión Wizard en la relación 1:3. De esta forma el relay 2601 provoca la apertura rápida de la válvula 657-A al permitir ventear en menor tiempo el gas que la mantenía cerrada. Resumiendo, cuando se incrementa la presión en la línea, el control de presión Wizard deja escapar gas para que abra la válvula 657-A, esta señal neumática (descenso de presión) la recibe el relay 2601 que amplifica la misma produciendo el venteo de la válvula 657-A en la relación 1:3 y la tensión del resorte abre la válvula. VÁLVULA DFG-401 Esta válvula es del tipo operada a diafragma, de acción normalmente cerrada y cuerpo de simple asiento, Fig. 19-V. Funciona de igual manera que la válvula DSG-7501 (abre con presión de gas) con la diferencia que es de mayor tamaño y para trabajar con mayores caudales y presiones. La disponibilidad de una tercera válvula en el separador estará en relación a los volúmenes a tratar y caudales a desplazar por el mismo Normalmente tiene un indicador exterior de posición del obturador, abierto o cerrado, el que es accionado por el plato del diafragma.


Válvula DFG - 401

Figura 19-V


CONTROL PILOTO DE NIVEL 779-K

Este dispositivo controla automáticamente el nivel normal de fluido en el separador y tanques. Es accionado por el conjunto 231-C, de manera que cuando se verifican variaciones anormales de nivel en el tanque, envía una señal neumática a la o las válvulas neumática DFG-401 ó (601) que descarga el fluido a los tanques. En la Fig. 20-V se muestra un esquema del funcionamiento del control 779-K; considerando el nivel en el punto medio del recipiente como se indica en la figura, la cantidad de fluido que ingresa al separador iguala a la que sale y ambas válvulas, entrada y salida de gas al control piloto, se mantienen en sus asientos.

Control Piloto de Nivel 779-k

Si el nivel sube, el flotante mueve el sistema de palancas y desplaza hacia arriba el vástago de accionamiento del control que tiende a cerrar la válvula de venteo y abrir la de alimentación de gas, entra gas a la cámara del control piloto y se incrementa la presión.

Figura 20-V


Este aumento de presión actúa sobre el diafragma de la válvula DFG-401 y en consecuencia saldrá más fluido del separador. Al mismo tiempo la presión de gas en la cámara comprime el fuelle compensador el cual al moverse hacia abajo, provoca el cierre de la válvula de alimentación de gas y en consecuencia se mantendrá constante la presión en la cámara hasta que comience a descender el nivel. Cuando ello ocurre, baja el vástago de accionamiento impulsado por el resorte que abre la válvula de venteo y mantiene cerrada la de alimentación con lo que la presión en la cámara desciende y se produce el cierre de la válvula DFG-401. La alimentación de gas al control piloto se regula con una válvula tipo 67-FR. La regulación del nivel óptimo de fluido en el separador se efectúa mediante el tope roscado del vástago de accionamiento, acortando o alargando la longitud del mismo. FUNCIONAMIENTO EN CONJUNTO DE LOS CONTROLES DEL SEPARADOR – REVISIÓN GENERAL Si por cualquier razón aumenta la presión en la línea de entrada al separador, actuará el sistema de alivio constituido por el control de presión Wizard 4100 UR con relay 2601 y la válvula de control 657-A, derivándose la producción a los tanques y liberando la presión en la línea de entrada y en el manifold. En todas las estaciones satélites las bombas succionan directamente de los tanques de almacenaje. En este caso la producción que ingresa al separador se deriva a los tanques a través de la o las válvulas DFG-401 comandada por el control piloto de nivel 779-K, a su vez otra válvula DFG-401 (segunda o tercera según se necesite) comandada por el control de alto nivel CMAQ / F– 401 permite derivar el excedente a los tanques cuando aumenta el nivel de fluido en el separador general. ELEMENTOS DE SEGURIDAD

Recipiente Ecológico Todos los separadores tienen instalados en la parte superior del cuerpo una válvula de alivio y un disco de ruptura. La válvula de alivio funciona venciendo la acción del resorte regulador que mantiene cerrada la válvula. Si la presión del separador llega a 125 /175 psi la válvula abre y vuelve a cerrar cuando la presión baja de dicho valor. El disco de ruptura es otro elemento de seguridad adicional que rompe en caso que la válvula de alivio no actúe, es simplemente un disco metálico que se instala entre dos bridas. El disco usado con más frecuencia en nuestra operación tiene las siguientes características: 2" / 3”- 150 /175 Lbs - AT 72GRF.


LOS DRENAJES DE ESTOS SISTEMAS DE SEGURIDAD SON DERIVADOS A RECIPIENTES ECOLÓGICOS DE HORMIGON QUE EVITAN DERRAMES Y PERMITEN LA RECUPERACION INMEDIATA DEL FLUIDO DERIVADO.

CONTROL DE LA PRESIÓN DE GAS EN EL SEPARADOR. VÁLVULA 63-F En la parte superior del separador general está la conexión de salida del gas que se deriva en dos líneas: una de ellas conectada al sistema de deshidratación (radiador, scrubber y torre de contacto) y la otra conectada a la válvula reguladora de contrapresión 63-F (back pressure).

En las estaciones que no aportan gas al sistema esta válvula se regula para mantener un valor constante de presión en el separador. Cuando la presión en el separador supera un valor prefijado, la válvula abre y ventea el

exceso de gas a los tanques de la estación. (Antorchas en las de altos caudales) En las estaciones que se trata el gas hay otra válvula de contrapresión (63-F)(Fig.20-a-V y 20b-V) ubicada en el empalme con la línea de distribución de gas al sistema. Con esta válvula regulamos la presión del separador a un valor ligeramente superior a la presión del sistema, asimismo la válvula de contrapresión del separador se regula a un valor por encima de aquella. De esta forma si la presión del sistema iguala a la presión de la estación el gas sobrante se ventea a través de la válvula del separador.

Válvula Reguladora

63-F

Figura 20-a-V


Figura 20-b-V


FORMA DE REGULAR AMBAS VÁLVULAS

(1) Cerrar la válvula manual de la línea de gas al sistema (la válvula está ubicada al lado de la reguladora de contrapresión 63F.

(2) Regular la válvula de contrapresión del separador para que el gas ventee a una presión superior en unas 10 psi a la presión de la estación. Esta presión estará dada por la presión necesaria en el sistema general de gas.

(3) Abrir la válvula manual y regular la válvula de contrapresión de salida para que pase el gas al sistema cuando la presión en la estación es la deseada.

En general, es conveniente que la presión sea de 10 a 20 psi mayor que la del sistema. Cuanto más baja es la presión en la estación (y en consecuencia en el separador), mayor es el volumen de gas que se separa del petróleo.

Observación. En las estaciones cuyo volumen de gas es despreciable (no cuentan con el sistema de tratamiento del gas) tendrán únicamente la válvula reguladora de contrapresión del separador. En caso de aumentar la presión el gas excedente se ventea a través de esta válvula. Descripción de la válvula reguladora de contrapresión tipo 63-F Como hemos visto la función de la válvula 63-F(Fig.20-a-V y 20-b-V) es la de mantener constante la presión aguas arriba de la misma. La válvula está constituida por un regulador piloto con dos diafragmas vinculados entre sí y el cuerpo de simple asiento con obturador operado a diafragma. Cuando se incrementa la presión aguas arriba los diafragmas se desplazan venciendo la acción del resorte regulador, la válvula de entrada de gas cierra y la de venteo se abre. En esta posición se libera el gas que ejercía presión sobre el diafragma del obturador y la válvula abre descendiendo la presión aguas arriba al valor regulado. Si la presión desciende mucho se invierte el ciclo de funcionamiento y la válvula cierra hasta alcanzar nuevamente su presión de regulación. La válvula descripta tiene el regulador piloto incorporado al cuerpo de la válvula. En nuestra operación tenemos también válvulas 63-F con regulador piloto externo al cuerpo de la válvula; la descripción y funcionamiento de la misma es igual a la que hemos explicado.


CONTROLES PERIÓDICOS DEL SEPARADOR GENERAL Diariamente

• Purgar condensados de válvulas reguladoras de presión (67-FR).

• Accionar control de alto nivel y verificar funcionamiento de las válvulas de control.

• Accionar el nivel y comprobar funcionamiento del 779-K que acciona la válvula DFG-401 a tanque y sensores de estados de alarma en general.

• Controlar temperatura y presión.

• Controlar escape de gas o petróleo a pileta o tanque de emergencia (ecológicos).

• Controlar el sistema de alivio (válvula 657-A con control Wizard y relay).

Mensualmente

• Controlar funcionamiento de válvulas manuales.

• Controlar manómetros , termómetros y sensores en general.

• Lubricar alemites de movimientos.

Anualmente

• Lubricar válvulas tapón.

• Cambiar disco de ruptura.

SEPARADORES DE ENSAYO Cuando se desea determinar la producción de fluido y gas de un pozo se lo deriva al separador de ensayos pasando previamente por el calentador si así se requiere. En nuestra operación contamos con los siguientes tipos de separadores de ensayos:

• Separador de ensayos horizontal con dos recipientes medidores (National Tank).

• Separador de ensayos horizontal con un recipiente medidor (BS&B, National Tank, Salcor Caren, Armexas).

• Separador de ensayos vertical (tipo rolo).

• Separadores de ensayo trifásicos.


Los dos primeros son los más comunes en nuestro yacimiento. La separación gas-petróleo se produce básicamente en la misma forma que la descripta para el separador general. Todos los separadores de ensayo están equipados con la válvula de alivio regulada a 125/175 psi y un disco de ruptura. Al igual que el separador general, los separadores de ensayo cuentan con una serpentina que eventualmente se conecta al sistema de distribución de vapor. En esta sección describiremos los separadores de ensayos horizontales (de uno y dos recipientes medidores): SEPARADOR DE ENSAYOS DE UN RECIPIENTE MEDIDOR. (FIG. 21-V). Efectuada la separación del gas el líquido ingresa por gravedad al recipiente medidor pasando previamente por una válvula de tres vías utilizada en nuestra operación, tipo 1664-MY y 1663-A (Fig. 22-V). Cuando el nivel de fluido en el recipiente medidor corresponde al volumen de un barril, un flotante acciona el sistema que comanda a la válvula de tres vías, enviando gas a la cámara de presión de la válvula y el obturador operado a diafragma se desplaza hacia arriba cerrando el paso entre el separador y el tanque medido. En esta posición queda habilitado el paso de fluido desde el recipiente medidor a la línea de descarga a tanque. En la Fig. 21-V vemos que el separador tiene un tubo ecualizador de presiones que comunica el cuerpo con el recipiente medidor, ésto permite descargar el fluido ya medido por la diferencia de presiones entre el separador de ensayos y el tanque de almacenaje. Una vez vacío el tanque medidor vuelve a funcionar la válvula de tres vías comandada por el sistema del flotante, la que cierra el paso entre el recipiente y la línea al tanque de almacenaje y comunica nuevamente el separador con el recipiente medidor.


Figura 21-V


Figura 22-V


SISTEMA MEDIDOR Y REGISTRO. En la Fig. 23-V se muestra un esquema del sistema medidor registrador. Cuando el flotante del recipiente medidor está en su posición más alta, el mecanismo vinculado a su eje acciona la microválvula y ésta deja pasar el gas que acciona a la válvula de tres vías, el mecanismo neumático del contador de barriles y al dispositivo registrador a carta, con lo que:

• La válvula de tres vías cierra el paso entre el separador y el recipiente medidor y se descarga el fluido a la línea.

• El contador acumula un barril.

• El registrador grafica una línea en la carta de ensayo.

El tanque medidor se va descargando y al llegar el flotante a su posición inferior, el mecanismo de movimiento desplaza el brazo de la microválvula hacia el lado opuesto y se invierte el ciclo descripto. La alimentación de gas a la microválvula se realiza con una reguladora de presión 67-FR.

Figura 23-V


Medición de gas en el separador de ensayo.

El gas sale del separador por la conexión superior del cuerpo y se lo deriva al puente de medición de gas ubicado en el mismo recinto del separador de ensayos.

SEPARADOR DE ENSAYOS DE DOS RECIPIENTES MEDIDORES. Originalmente estos separadores fueron diseñados para medir en un recipiente el agua libre y en el otro la emulsión agua-petróleo. Posteriormente se los modificó anulándose el recipiente medidor de agua libre y en la actualidad se los utiliza para medir la producción de líquidos y gas. Este separador de ensayos funciona básicamente como el de un recipiente (se diferencian en el sistema medidor contador como veremos más adelante). El gas sale por la conexión superior, pasa por el portaorificios "Daniel Senior" y la presión se regula con la válvula tipo 63-F. El fluido ingresa por gravedad al recipiente medidor pasando por la válvula de tres vías y una vez lleno se descarga al tanque de la estación. Sistema medidor y registro. En la Fig. 24-V se muestra un esquema del sistema medidor registrador. Cuando el flotante está en la posición superior (recipiente lleno) el sistema de palancas de movimiento acciona el brazo de la válvula tipo 772-B hacia la izquierda y ésta deja pasar gas a la válvula de tres vías y al dispositivo registrador de barriles. La válvula de tres vías abre el paso entre el recipiente medidor y la línea de descarga y el dispositivo registrador de barriles marca una línea en la carta de ensayo. El flotante vuelve a su posición inferior y al mismo tiempo el sistema de palancas mueve el brazo de la válvula 772-B hacia la derecha. De esta forma se interrumpe el flujo de gas a la válvula de tres vías y al dispositivo registrador de barriles. La válvula de tres vías abre el paso entre el recipiente medidor y la línea de descarga, y el dispositivo registrador de barriles marca una línea en la carta de ensayo. El flotante vuelve a su posición inferior y al mismo tiempo el sistema de palancas mueve el brazo de la válvula 772-B hacia la derecha. De esta forma se interrumpe el flujo de gas a la válvula de tres vías, la que cierra la salida a la línea de descarga y abre el paso entre el separador y el tanque medidor. A la vez un brazo del mecanismo contador de barriles acciona a éste y se acumula un nuevo barril.


Figura 24-V


Conexiones adicionales en los separadores de ensayo. En varias estaciones satélite, los separadores de ensayo tienen una conexión combinada con el sistema de gas para dos usos diferentes (Fig. 21-V):

1. En el caso de baja presión de gas en el sistema, con las válvulas 2 y 3

(Fig. 21-V) se alimentan los instrumentos con gas del mismo separador . 2. Cuando el pozo en ensayo no tiene suficiente gas, normalmente no se logra la

presión necesaria en el separador para descargar el fluido al separador general o al tanque. En este caso con las válvulas 1, 2 y 3 abiertas, se dispone del gas del sistema para operar el separador de ensayos. Es importante tener en cuenta los siguiente:

(a) En condiciones normales de operación (presión suficiente de gas en el sistema y

en el separador), la válvula (3) debe permanecer cerrada, de no ser así, como la presión del separador de ensayos normalmente es mayor que la del sistema, pasará gas sucio a la línea de instrumentos pudiendo causar problemas (congelamiento, taponamiento, etc.).

(b) Es necesario instalar una reguladora de presión tipo 630 en la alimentación de

gas del sistema al separador de ensayos. La válvula de contrapresión del separador (63-F) debe ser regulada a un valor superior al de alimentación de gas (caso contrario enviaríamos gas del sistema al venteo.

(c) Por último debe instalarse una válvula de retención en la línea de alimentación

de gas del sistema al separador, con el objeto de evitar que pase gas sucio al sistema general.

CALIBRACIÓN DE LOS SEPARADORES DE ENSAYO. Se efectúa comparando la producción medida por el separador con la producción real medida en el tanque. Para ello se deberá proceder de acuerdo a lo que se indica: (1) Se circula por el separador un pozo buen productor, preferentemente con un

porcentaje de agua del 50 % y sin formación de espuma durante dos (2) horas. (2) Se cierran las válvulas de salida del tanque, se mide el nivel de fluido, se pone el

contador en cero y se comienza el ensayo. (3) Si la capacidad lo permite se toma la medida final del tanque y los barriles que indica

el contador a las 24 horas de iniciado el ensayo (cuanto más largo sea el control mejores resultados se obtendrán). Tratar de tomar la medida en el tanque libre de espuma (dejando en reposo hasta su eliminación si fuera necesario).

(4) Con los valores correspondientes de las medidas de la capacidad del tanque se obtiene el volumen real que pasó por el separador. Comparando este valor con el obtenido del contador del separador obtendremos el error.


Tomaremos como error aceptable un 2 %, si fuese mayor se procede a calibrar el separador acortando o alargando el tiempo de llenado del tanque medidor mediante el mayor o menor desplazamiento de los brazos de comando regulables del sistema contador. CONTROLES PERIÓDICOS DE LOS SEPARADORES DE ENSAYO.

Diariamente

• Purgar condensados de válvula 67-FR. • Purgar el portaorificios "Daniel Senior.

• Controlar la presión de gas para automático.

• Controlar el funcionamiento del sistema de registro y conteo.

• Verificar la circulación de vapor (posibles pérdidas).

• Controlar presión y temperatura de operación y sensores de estados de

alarma.

Mensualmente

• Limpieza del dispositivo piloto de la válvula 63-F.

• Controlar manómetros y termómetros.

• Verificar funcionamiento de válvulas manuales.

• Controlar estado del disco de ruptura.

Semestralmente

• Cambiar disco de ruptura.

Anualmente

• Lubricar válvulas tapón.


BOMBAS DE IMPULSION Una estación satélite puede estar equipada con bombas alternativas o centrífugas para transferir el fluido hasta la planta deshidratadora de petróleo. En las Figuras 1-V y 25-V pueden verse los esquemas para la instalación de las bombas. Los separadores generales descargan el fluido a los tanques de producción a través de dos válvulas National DFG-401 (ó 601) instaladas en paralelo. Una comandada por el conjunto 231-C/779-K que controla el nivel de operación normal del separador general. La otra comandada por el control de alto nivel CMAQ / F -401. El nivel normal de operación de fluido en los tanques se controla con el conjunto 231-C, control piloto de nivel 779 K y la microválvula de tres vías, que actúan respectivamente sobre los aceleradores de los motores que accionan las bombas y la válvula de recirculación tipo 667-A ó 657-A de acción normalmente cerrada.

Para regular el comando automático de los aceleradores de los motores se procede como se indica: (Fig.25-a-V) Se baja la palanca del control de nivel (conjunto 231-C) para que el control piloto 779-K envíe gas al fuelle (1). Este se expande y empuja a la varilla (2) hacia la izquierda acelerando al motor. Mediante el control de revoluciones (governor) se regula el motor al número de revoluciones requerido. Se ventea el gas de la línea y el resorte (3) mueve a la varilla hacia la derecha desacelerándose el motor. En esta posición, con la bomba en funcionamiento normal, se regula el mínimo de revoluciones con el tornillo tope de la mariposa del carburador (4).

Figura 25-V


VÁLVULA DE ALIVIO. Para evitar roturas en las bombas debidas a sobre presiones en su funcionamiento, cada una de ellas cuenta con una válvula de alivio tipo Cameron (de clavo) (Fig. 26-V y 26-a-V). Cuando la presión sobre el asiento de la válvula alcanza el valor máximo admitido por la bomba, el vástago se desplaza y corta el clavo. La válvula abre y la producción se deriva al tanque de almacenaje a través de la línea de recirculación (Fig. 25-V).

Una vez detectada y corregida la causa de la sobrepresión debe acondicionarse nuevamente la válvula de alivio. Para ello se desenrosca la tapa, se baja el vástago y se instala un nuevo clavo. Las válvulas de alivio Cameron que utilizamos en nuestra operación son las siguientes:

• Válvula N° 212532-2 de una sección de corte (un clavo).

• Válvula N° 212552-2 de dos

secciones de corte (un clavo).

• Válvula N° 212552-2 de cuatro secciones de corte (dos clavos).

En la tabla incluida en la Fig. 26-V se indican las presiones máximas de apertura de las válvulas de acuerdo al diámetro de los clavos.

Figura 26-V

Válvula de Alivio

(de Clavo)


Válvula de Alivio (de Resorte)

Figura 26-a-V


CARACTERÍSTICAS DE LAS BOMBAS ALTERNATIVAS. En esta sección nos referiremos a las bombas alternativas que se utilizan en las estaciones satélite, plantas deshidratadoras y plantas de inyección de agua. Las bombas alternativas son unidades de desplazamiento positivo cuya característica principal es que mantienen prácticamente constante el caudal bombeado, para amplios rangos de contrapresión en la cañería de descarga, a condición de mantener constante el número de r.p.m. y que dicha contrapresión sea compatible con el diseño de la bomba . Esta característica establece la diferencia fundamental con sus equivalentes centrífugas, adaptándose mejor que éstas al servicio de mediana y alta presión debido a la uniformidad de su alto rendimiento volumétrico y mecánico. Estas bombas constan de un conjunto hidráulico y un conjunto motriz. El primero consiste en un cuerpo hidráulico con bridas de admisión y descarga del líquido, válvulas de descarga y succión, y émbolos buzos o pistones. El extremo motriz consta del cigüeñal, bielas, crucetas, vástagos del émbolo, y en algunas bombas, de una caja reductora de velocidad. Las bombas que utilizamos para el bombeo de petróleo en las estaciones satélite y plantas de tratamiento son de pistón, duplex de acción doble (Fig. 27-V) y en las plantas de inyección de agua, de émbolo buzo, duplex, triplex y quintuplex de acción simple (Fig. 28-V). La denominación duplex, triplex, quintuplex indica que la bomba tiene dos, tres y cinco pistones respectivamente. Las bombas de acción simple desplazan el líquido en una carrera del émbolo y las de acción doble en ambas carreras del pistón. Las bombas de acción doble a diferencia de las de acción simple, tienen dos válvulas de succión y dos válvulas de impulsión (en la Fig. 27-V el corte abarca únicamente las válvulas de impulsión).


Figura 27-V


Figura 28-V


Por su principio de funcionamiento las bombas alternativas suministran un caudal pulsante, dependiendo tal efecto del tipo de bomba (acción simple o doble) y el número de émbolos. A mayor número de émbolos más regular es el caudal que entrega la bomba. El caudal medio de una bomba de acción simple puede calcularse con la siguiente fórmula:

Qm = n A S N (m3/h) 1017 Donde: n = número de émbolos A = sección del émbolo (pulg.2) S = carrera del émbolo (pulg.) N = golpes por minuto Qm = Caudal medio (m3/h) 1017 = Constante Para una bomba de acción doble el caudal medio está dado por la siguiente expresión

Qm = n S N (2 A - a) (m3/h) 1017 Donde: A = sección del pistón (pulg.2) a = sección del vástago del pistón (pulg.2) En la Tabla I-V se indican las características generales de las bombas alternativas y rotativas multietapa, que se utilizan en nuestra operación, y en las páginas siguientes se adjuntaron los gráficos de caudales y presiones máximas para cada diámetro del pistón. Al seleccionar los pistones de una bomba deberán verificarse los valores de caudal y presión máxima. Cuanto mayor sea el diámetro del pistón menor será la presión máxima de bombeo, si se excede este valor máximo pueden provocarse serios daños a la bomba. Nota Importante: (Para bombas National-Siam modelos J-150, J-165 , J-275,J-300 ) Este tipo de bombas es operado en nuestro yacimiento a velocidades superiores a 200 rpm (entre 220 y 380 rpm). A velocidades menores de 200 rpm estas bombas requieren de una bomba lubricadora auxiliar. Esta bomba suplementa la lubricación standard por salpicadura. La descarga de lubricación se hace por cañería hacia la bandeja de la cámara de la cruceta.


Todos los orificios requeridos para conectar dichas cañerías, están hechos y roscados en cada cuerpo de bomba.

Tabla I-V

BOMBAS ALTERNATIVAS y ROTATIVAS MULTIETAPA

Marca Modelo Acción Tipo Diámetro pistón Carrera

Mínimo Máximo

Gaso 2651 doble duplex 4" 5-1/2" 12"

Gaso 2652 doble duplex 4" 7-1/4" 12"

Wheatley 2150-A y B doble duplex 3" 5" 10"

Wheatley 1824 doble duplex 2-1/2" 4" 6"

Wheatley 7024 doble duplex 2" 4" 6"

Wheatley P-540-A simple triplex 2-3/4" 4" 5-1/8"

Conrad-Stork SP-4560 doble duplex 3" 4-1/2" 6"

Conrad-Stork SP-5080 doble duplex 3" 5" 8"

Conrad-Stork SP-75120 Doble Duplex 5” 73/4” 12”

Conrad-Stork SP-50100 doble duplex 3" 5" 10"

Gardner-Denver FC-FXX doble duplex 3" 5" 8"

Gardner-Denver FD-FXD doble duplex 3" 5" 10"

National-Siam J-150-L simple triplex 2-3/4" 4" 5"

National J-275-L simple quintuplex 2-3/4" 4" 5"

National J-275-M simple quintuplex 2" 2-3/4" 5"

National J-300 Simple Quintuplex 2” 4” 5”

B.J. multietapa DVMX Rotativa Multietapa 4x6x9C 9 etapas

FLOWSERVE WMSNDL Rotativa Multietapa S-3 X 9 12 etapas


BOMBAS CENTRIFUGAS HORIZONTALES Las bombas centrífugas están constituidas por dos partes principales: un elemento rotante, formado por el impulsor y el eje; y un elemento fijo que incluye la carcaza, el prensa estopa y los cojinetes. Durante el bombeo en este tipo de bombas el fluido es guiado por el conjunto de admisión al centro del impulsor, el que al girar lo impulsa a través de los álabes. El impulsor descarga el fluido a alta velocidad y la carcaza de la bomba reduce esta velocidad y convierte la energía debida a la misma, a columna de presión, ya sea por medio de una voluta y/o un conjunto de paletas difusoras fijas. En la maniobra de paro de un conjunto motor a combustión interna – Bomba centrífuga se debe cerrar la válvula ubicada aguas debajo de la bomba previo al paro, con la finalidad de evitar que en caso de no funcionar la válvula de retención, no se produzca un flujo inverso que gire en sentido contrario al normal al conjunto motor/Bomba. La consecuencia sería el agarre del motor por falta de lubricación. En las Figuras 29-V y 30-V se indican los tipos de bombas centrífugas que se utilizan en las operaciones, tanto para bombear agua como para petróleo. La bomba de la Fig. 29-V es del tipo de cámara partida vertical con rodete de simple aspiración y la de la Fig. 30-V es de cámara partida horizontal con doble aspiración.

Figura 29-V


FACTORES QUE MODIFICAN LAS CARACTERÍSTICAS DE LA BOMBA CENTRIFUGA:

A) Velocidad de rotación del impulsor (rotor o rodete). (ver gráficos 31-v y 32-v)

Al variar la velocidad de rotación del impulsor, manteniendo constante su diámetro, se verifican las siguientes relaciones:

El caudal bombeado varía aproximadamente en forma proporcional a la variación de la velocidad de rotación.

Q1/Q2 = n1/n2 (1)

La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en forma proporcional al cuadrado de la variación de la velocidad de rotación.

h1/h2 = (n1/n2)2 (2)

Figura 30-V


La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la variación de la velocidad de rotación.

N1/N2 = (n1/n2)3 (3)

Figura 31-V


b) Diámetro del Impulsor (rotor o rodete).

Al variar el diámetro del impulsor y manteniendo la velocidad de rotación constante, se verifican las siguientes relaciones:

El caudal bombeado varía aproximadamente en forma proporcional a la variación del diámetro del impulsor.

Q1/Q2 = d1/d2 (4)

La altura de elevación o presión de descarga varía aproximadamente en forma proporcional al cuadrado de la variación del diámetro del impulsor.

h1/h2 =(d1/d2)2 (5)

La potencia varía aproximadamente en forma proporcional al cubo de la variación del diámetro del rodete. (Fig. 31a-V).

N1/N2 = (d1/d2)3 (6)

Figura 31-a-V


donde:

Q = caudal en litros por minuto.

n = número de revoluciones por minuto.

N = potencia mecánica en HP.

d = diámetro del impulsor.

INTERPRETACION DE LAS CURVAS CARACTERISTICAS DE LA BOMBA

CENTRIFUGA Y DE LA CURVA DEL SISTEMA EN EL QUE SE INSTALA LA BOMBA. En la figura 32-a-V están representadas las curvas características de la bomba 6RL18 de la marca Worthington para una velocidad de rotación de 1770 r.p.m. brindada por el fabricante, y además se le ha agregado una curva correspondiente al sistema donde está instalada la bomba.

Figura 32-V


Figura 32-a-V


CURVAS DE LA BOMBA.(Fig. 32-a-V) Sobre el eje horizontal está representado el caudal en GPM y en m3/hora. En el vertical la altura de elevación o presión de descarga expresada en metros y en pies. Además, sobre el eje vertical se puede leer la altura de aspiración neta requerida por la bomba. Los números 18, 17, 16, 15 y 14 representan los distintos diámetros de impulsor expresados en pulgadas, con los que puede armarse la bomba. Los números entre 62 y 80 se refieren a la eficiencia de la bomba y los números acompañados con las siglas HP se refieren a la potencia requerida por la bomba. Ejemplo: Para una velocidad de rotación del impulsor de 1770 rpm, con un diámetro de

18", se podrá bombear un caudal de 2000 gpm (454 m3/hora o 10896 m3/día) con una presión de descarga de aproximadamente 308 pies (93.9 m ó 134 psi). La eficiencia de la bomba es de aproximadamente 78% y la potencia requerida es de alrededor de 210 HP. El ANPA requerida, NPSHR (es de aproximada-mente 20 pies ≅ 6 m).

CURVA DE LA CAÑERÍA. (Fig. 32-a-V) Para bombear líquidos a través de una cañería es necesario vencer la contrapresión originada por rozamiento y por diferencia de cotas cuando la bomba está a menor altura que el punto de entrega. Manteniendo fija la diferencia de cotas, la contrapresión será mayor cuanto mayor sea el caudal que circula por la cañería. La parte "A" de la curva de la figura 32-a-V corresponde a la contrapresión de la bomba sin funcionar, y la parte "B" a la contrapresión total generada con la bomba detenida, más la generada por el funcionamiento de la bomba. En el ejemplo visto, para un diámetro de impulsor de 18" las curvas se cortan en el punto "1", para el cual el caudal es de 2500 gpm (568 m3/hora ó 13632 m3/día) y la contrapresión en la bomba es de 228 pies (88 m ó 125 psi). Todos los datos obtenidos de las curvas de la bomba son en este ejemplo para una velocidad de rotación de 1770 rpm y para distintos diámetros de impulsores. BOMBAS MULTIETAPA ( B.J.-Flowserve) Estas bombas se caracterizan por sus caudales elevados y el reemplazo de varios equipos de bombeo alternativo, con una de ellas. De esta forma se genera operatividad, disminución de mantenimiento, mayor eficiencia en la inyección y exigencias de las instalaciones de superficie, mucho menos agresivas. Perfecta alineación en su montaje, que no existan restricciones en aspiración e impulsión, fluidos filtrados y sistemas de lubricación perfectamente diseñados, son prioritarios para el rendimiento requerido. En los adjuntos están las caracteristicas, curvas de rendimiento y presiones de trabajo.


FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE BOMBEO. En la Fig. 33-V se representa el esquema básico de un sistema de bombeo. En el mismo, las presiones positivas que actuarán sobre el fluido del tanque de presión de vapor PV, forzándolo a circular hacia la bomba son: la presión atmosférica (Pa) y la presión estática (Hs) ejercida por el líquido del tanque en función de la diferencia de nivel existente entre su superficie y el eje de la brida de succión de la bomba. Apenas el émbolo inicia su carrera de aspiración, la presión total (Pa + Hs) empuja el fluido a través de la cañería de succión de longitud L y sección A, forzándolo a abrir la válvula de succión Vs y seguir al émbolo en su movimiento. La presión total (Pa + Hs) deberá ser la suficiente como para:

(a) Vencer las pérdidas de carga por fricción en la cañería de succión y accesorios de la misma.

Figura 33-V


(b) Acelerar el fluido en el sistema de admisión para que el mismo siga al émbolo en su movimiento.

(c) Vencer las pérdidas de carga en el interior de la bomba.

(d) Producir la apertura de la válvula de succión.

(e) Mantener la velocidad de circulación del fluido en la cañería y cuerpo de la bomba.

(f) Mantener la presión del fluido en el interior de la bomba por encima de la presión de vapor del fluido (Pv).

Cada uno de los puntos mencionados requerirá una porción de la presión (Pa + Hs); si llamamos: Hf a la componente de presión necesaria para vencer las pérdidas de carga en la

cañería de succión. Ha a la componente de presión para acelerar el fluido en la cañería de succión de

su posición estática a su velocidad máxima, durante la carrera del émbolo. ANPAR (altura neta positiva de aspiración requerida) a la suma de las componentes de

presión para vencer las pérdidas interiores a la bomba, producir la apertura de la válvula de succión y mantener la velocidad de circulación del fluido en la misma.

La condición que deberá cumplirse para que no se presenten problemas de cavitación o bloqueo en el funcionamiento de la bomba, será que:

(Pa + Hs) - (Hf + Ha + Pv) > ANPAR (1)

(a)

Expresión en la cual las presiones se indican por su altura equivalente en columna de líquido (metros o pies). Los términos indicados por (a) en la (1) se denominan ANPAD (altura neta positiva de aspiración disponible), entonces: ANPAD = (Pa + Hs) - (Hf + Ha + Pv) > ANPAR (2) La ANPA requerida es una característica de la bomba, invariable para cualquier instalación y su valor lo suministra el fabricante de la bomba.


La ANPA disponible es una característica de la instalación y puede ser definida por el proyectista del sistema de bombeo relacionando las variables que en ella intervienen (alturas, diámetros y longitudes de la cañería de succión, velocidad del fluido, utilización de amortiguadores de pulsación, etc.) De acuerdo a lo indicado, en toda instalación deberá cumplirse que ANPAD > ANPAR; si por el contrario no se verifica esta condición, es decir, si ANPAD < ANPAR se presentarán problemas de cavitación y bloqueo de la bomba. El efecto de cavitación ocurre cuando la presión en la succión cae al valor de la presión de vapor del líquido que se bombea (Pv), formándose burbujas de vapor, las que se condensan bruscamente cuando alcanzan zonas de mayor presión en su camino a través de la bomba. Los efectos más evidentes de la cavitación son: ruido y vibración que afectan los materiales de la bomba. Otro efecto perjudicial de la cavitación es una disminución en el rendimiento de la bomba que se evidencia por un descenso de su capacidad de bombeo (bloqueo parcial o total de la bomba). En un sistema de bombeo, la altura de aceleración (Ha) constituye la componente más importante en relación a las pulsaciones de presión en cañerías y bomba, por lo cual es deseable reducir su valor a través de un adecuado diseño de la succión. A tal efecto, es recomendable considerar los siguientes factores: (a) Acortar la línea de succión. (b) Usar una cañería de mayor diámetro para reducir la velocidad del fluido. (c) Reducir la velocidad de la bomba usando émbolos de mayor diámetro si la presión

de trabajo lo permite. (d) Instalar un amortiguador de pulsaciones. (e) Reducir viscosidad aumentando la temperatura del fluido en los tanques. En la Fig. 33-V se incluye en la cañería de succión, muy próxima a la brida de succión de la bomba, un amortiguador de pulsaciones con un elemento separador flexible del tipo de vejiga que separa el líquido de la cañería del gas contenido en el cilindro elástico. El amortiguador de pulsaciones convierte la energía cinética del fluido en energía potencial por medio de la compresión del gas en el cilindro elástico. En el instante en que comienza la carrera de aspiración, la presión de la cañería a la altura del amortiguador desciende bruscamente y el cilindro elástico se expande desalojando un volumen de líquido que circula hacia el punto de menor presión que es el cuerpo de la bomba y la cara del émbolo. El fluido de la tubería de succión también se


acelera y a medida que el émbolo se aproxima a la mitad de la carrera, la presión sobre el cilindro elástico comienza a elevarse y éste a contraerse. Pasada la mitad de la carrera el émbolo comienza a reducir su velocidad y la columna de fluido, al ser frenada por la acción del émbolo, genera un aumento de presión que será máximo al final de la carrera provocando la contracción del cilindro elástico. De esta forma el amortiguador actúa como un mecanismo de alimentación que asegura el contacto continuo entre el fluido y el émbolo; de allí la importancia de colocar el amortiguador tan próximo a la brida de succión de la bomba como se pueda. Además, la columna de fluido de succión fluirá del tanque a la bomba en forma más regular permitiendo el amortiguador que los cambios de presión resultantes sean menores. Cuando se instalan bombas con sistemas comunes de admisión y descarga la necesidad de utilizar amortiguadores de pulsación aumenta, ya que las condiciones adversas de cada bomba tienden a afectar el funcionamiento de las otras unidades. Por lo dicho, resulta evidente que el volumen del amortiguador y su presión de carga tendrán suma importancia en el buen funcionamiento del mismo. LINEAS DE SUCCIÓN E IMPULSIÓN. En esta sección daremos normas generales que deben tenerse en cuenta cuando se instalen las bombas, no obstante cuando se requiera efectuar el diseño de una instalación o mejorar alguna ya existente deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería. LÍNEA DE SUCCIÓN. La cañería de succión deberá ser tan corta y recta como sea posible, evitando la instalación de codos de 90°, tees, filtros u otras restricciones. Las válvulas serán de paso total. De ser necesario introducir un cambio de dirección de la cañería, es recomendable utilizar a tal efecto codos de 45° y curvas de radio largo. El diámetro de la cañería dependerá del caudal a bombear, pero no deberá ser menor que el diámetro de la brida de succión de la bomba. Para asegurar un flujo uniforme no es recomendable el uso de reducciones que provoquen ensanchamientos o estrechamientos bruscos de la sección de la cañería. La conexión de la cañería a la bomba, para diámetros de esta mayores que la brida de succión, deberá hacerse con una reducción excéntrica y ubicando su cara recta hacia arriba de manera de evitar la acumulación de aire o vapores en la elevación. Además, para evitar perturbaciones en el flujo del último tramo de succión que se conecta a la bomba, éste deberá ser recto y de una longitud no menor de 5 diámetros de la cañería. En instalaciones con bombas múltiples es recomendable la alimentación individual del tanque a cada bomba. Esto previene que las pulsaciones de presión anormales y


vibraciones de una bomba sean introducidas a una alimentación común donde pueden afectar la operación de otras bombas. Para evitar vibraciones en la cañería motivadas por un funcionamiento irregular de la bomba, cambios de dirección en la cañería, etc., éstas deberán estar rígidamente soportadas en distintos puntos de su longitud; el primer soporte deberá estar tan cerca de la bomba como resulte práctico. También se deberán utilizar juntas de goma flexible absorbedoras de vibraciones. LÍNEA DE IMPULSIÓN Dado que por su principio de funcionamiento la bomba alternativa suministra un caudal pulsante, se tendrán en la descarga variaciones de presión tanto por pérdidas por fricción como por cambios de velocidad, las que pueden ser amplificadas si las condiciones de succión de la bomba son inadecuadas. Por tal motivo, las instalaciones de la línea de impulsión no pueden ser adecuadamente diseñadas si no se consideran las pulsaciones de presión y las vibraciones a que se ven sometidas las cañerías. Las pulsaciones de presión pueden ser reducidas usando amortiguadores en la descarga y las vibraciones de las cañerías mediante la instalación de soportes adecuados. También utilizando juntas de goma flexibles absorbedoras de vibraciones de alta presión. La conexión de las descargas individuales de las bombas al colector se harán con curvas suaves a 45° de forma tal que coincidan las direcciones de cada flujo individual con la del colector. El colector de descarga deberá ser recto y en caso de tener que introducir alguna curva, ésta debe ser hecha utilizando codos de 45°. Las válvulas a utilizar deben ser en lo posible de abertura total. El amortiguador de pulsaciones debe ser instalado tan cerca como sea posible de la bomba, de manera que las pulsaciones sean absorbidas antes de que se difundan por la instalación. Además deberá instalarse antes de cualquier curva o restricción de la cañería. Los amortiguadores que utilizamos son del tipo de vejiga, estos compensan las variaciones de presión por cambios de volumen del elemento interior elástico que se fabrica de material sintético de gran flexibilidad. Otro elemento a tener en cuenta en las instalaciones de la línea de impulsión para proteger la bomba y sus accesorios, es la válvula de alivio por presión (Fig. 26-V). Esta válvula, armada con el clavo correspondiente a la presión máxima de régimen de la bomba deberá evacuar todo el caudal de la bomba en operación normal. Como ya hemos indicado esta válvula deberá conectarse a la línea de recirculación a tanque, evitando de conectarla a la cañería de succión pues se produciría calentamiento del fluido afectando las condiciones de succión de la bomba. Además, al ser la instalación de la succión de alta presión y teniendo en cuenta que tenemos bombas con presiones de hasta 2765 psi, el impacto podría afectar la instalación de succión, amortiguador, etc.


AMORTIGUADORES DE SUCCIÓN Y DESCARGA Los amortiguadores que utilizamos en nuestra operación son del tipo de vejiga (cilindro flexible), marca Joy Larkin. El código de selección de los mismos se indica en el siguiente ejemplo: Amortiguador SG 150 4 F

S : designación del modelo

S = 300 pulg3 M = 1200 pulg3 Sin letra indica modelo regular: 600 pulg3 G : tipo de cabezal

G - surcado (de admisión solamente) T - roscado 150 : Presión máxima de operación (psi),(deberá ser igual o mayor que la presión

máxima de funcionamiento del sistema. 4 : Diámetro de la conexión (pulg.) F : tipo de conexión

F - bridada G - vitaulic T - roscada

Instrucciones para la carga. Para la carga de los amortiguadores se utiliza preferentemente nitrógeno debido a su inactividad química, el que además no produce el envejecimiento de la goma sintética del cilindro flexible. Para la carga inicial o servicio del amortiguador se detiene la bomba y se siguen las siguientes instrucciones: (1) Cerrar las válvulas de las líneas de succión o de impulsión según corresponda.

(2) Válvula de carga (C) (Fig. 34-V).

Abrir la válvula de escape (A). Retirar el protector (B) de la válvula de carga. Aflojar la tuerca (D) dos vueltas completas. (3) Utilizando nitrógeno solamente, cargar el cilindro flexible a través de la válvula de

carga con la presión de funcionamiento que se indica a continuación:


Succión: para las series "S" (300 pulg3) y "regular" (600 pulg3): 90 % de la presión de funcionamiento de la línea, y para la serie "M" (1200 pulg3): 50%. Descarga: determinar la presión de carga recomendada en el gráfico de la Fig. 34-V. (4) Cerrar la válvula de escape (A). (5) Apretar la tuerca (D) de la válvula de carga y colocar el protector (B). (6) Cuando esté en funcionamiento el sistema abrir la válvula de escape (A) hasta que salga fluido y cerrar la válvula.

Figura 34-V


TANQUES Los tanques son utilizados para recibir, almacenar y ensayar la producción de los pozos y para efectuar la calibración de los separadores de ensayo (tanques comunes de ensayo en una estación satélite típica). Las estaciones que reciben la producción de los pozos afectados a recuperación secundaria cuentan además con tanques de ensayo especialmente diseñados para tal función, denominados "tanques de ensayos separadores de agua libre" cuya descripción se efectuará más adelante. Como puede verse en la Fig. 1-V (diagrama de una estación satélite tipo) los tanques están comunicados entre sí por las conexiones de succión, las conexiones de entrada de fluido y las conexiones de alimentación de vapor a las serpentinas que calefaccionan el fluido en los tanques. Uno de los tanques cuenta con el dispositivo automático de control de nivel, constituido por: el conjunto 231-C, control piloto 779-K (controla el acelerador automático de la bomba) y la microválvula de tres vías, que gobierna la válvula de recirculación. Este tanque tiene además un vertedero de emergencia conectado al tanque ecológico, o piletas con mantas impermeabilizantes y redes antiaves. ( cumplen la función que cumplían anteriormente las piletas de tierra). El otro tanque de almacenaje se lo utiliza también para ensayar la producción de los pozos (tanque común de ensayo). A tal efecto se efectúan las mediciones de petróleo y agua que contiene el tanque y luego se determinan los correspondientes volúmenes en m3 utilizando la tabla de calibración del tanque. En el Capítulo VI "Control de la Producción" se indicará la forma de efectuar dichas mediciones y la determinación de los volúmenes de fluido, petróleo y agua. Completan las instalaciones de los tanques: las conexiones de drenaje, líneas de alimentación de gas para automáticos y los accesorios: válvulas de paso; escalera exterior e interior, tapa de entrada de hombre (superior y lateral), válvulas de presión y vacío, arrestallamas, sistemas de inertización, barandas de protección, pasarela, boca de medición y tubo de sondeo. TANQUE DE ENSAYO SEPARADOR DE AGUA LIBRE. Este tanque (Fig. 35-V) se utiliza para ensayar pozos de elevada producción de fluido y alto porcentaje de agua (160 a 600 m3fpd y 95 % o más de agua), los que presentan problemas durante su ensayo en los tanques comunes. En efecto, debido a la alta producción de fluido y elevado porcentaje de agua de estos pozos, su ensayo en los tanques comunes hace que pequeños errores en las mediciones de interfase (petróleo-agua) o en la toma de las muestras, ocasionen errores significativos en la determinación de la producción. En el Capítulo VI "Control de la Producción de Petróleo y Gas" se indicará en detalle el procedimiento de ensayo.


Las características constructivas más notables de estos tanques son las siguientes: Fondo cónico: permite drenar totalmente el tanque al finalizar cada ensayo y eliminar la medida del stock inicial. De esta forma se simplifica el procedimiento de medición y se reducen los errores. Sifón de drenaje: permite drenar automáticamente el agua separada y prolongar el tiempo de ensayo con lo que se logra acumular mayor cantidad de petróleo en el tanque. Conjunto tomamuestras: constituido por un recipiente cilíndrico totalmente comunicado con el tanque y un tubo de muestreo. Permite obtener una muestra continua del fluido contenido en la zona de medición superior del tanque, siendo innecesario determinar la posición de la interfase agua-petróleo. Dispositivo medidor de fluido: la medición del fluido que ingresa al tanque se realiza en la zona calibrada inferior que cuenta con un timer que es activado y desactivado por un par de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.

Figura 35-V


Operación del tanque de ensayo: El fluido entra en la zona de separación del tanque a través del distribuidor. El agua separada desciende, ingresa al colector y pasa por el sifón de drenaje hacia los tanques de producción. El petróleo separado del agua asciende y se almacena en la zona de medición del tanque. Este proceso es continuo y como el agua drena automáticamente no existe limitación de volumen por lo que el ensayo puede prolongarse hasta obtener en el tanque una cantidad medible de petróleo (la limitación está dada por la capacidad de petróleo que pueda contener el tanque). Durante la operación se debe controlar el contenido de petróleo en el agua drenada para lo cual se toman muestras y se determinan las partes por millón (ppm) de petróleo contenidas en el agua drenada. Un valor alto de esta determinación (mayor de 40 ppm) significa que se está sobrepasando la capacidad de procesamiento del tanque (excesivo caudal de fluido) o que la dosificación del producto químico (desemulsionante o clarificador) no es la adecuada y deberá ser incrementada. MEDICIÓN DE LA PRODUCCIÓN MEDIDORES MÁSICOS: la medición del fluido que se bombea de la estación satélite a la planta deshidratadora de petróleo se realiza con un medidor másico. La instalación como puede verse en la Fig. 36-V consta de:

• Puente de medición.

• Medidor de caudal Másico.

• Instrumento

• Receptor de lectura.

• Accesorios

Figura 36-V


El medidor Másico define diariamente la producción real de las estaciones satélites, tanto en lo que respecta al fluido total como al petróleo seco correspondiente. Este caudalímetro, está formado por tres bloques funcionales, Sensor, Transmisor y Net Oil Computer. Este último bloque (NOC), es el encargado de calcular y registrar las siguientes variables: • Caudal instantáneo de fluido. • Tiempo de ensayo. • Caudal instantáneo de petróleo. • Caudal instantáneo de agua. • Caudal acumulado de agua. • Porcentaje de agua. • Temperatura del fluido. • Densidad de la emulsión a la

temperatura del fluido.


Es importante destacar que todos los valores están compensados en temperatura (15ºC) Y los mostrados automáticamente, son promedios diarios. Tambien cabe destacar, que todos se obtienes a partir de la medición de la masa y la densidad del fluido que circula por el sensor. La tecnología desarrollada en el caudalímetro Másico, nos brinda la posibilidad de ser controlado a distancia, transmitiendo señales proporcionales al porcentaje de agua través de un lazo de 4-20 ma. ó señales de pulsos proporcionales al caudal acumulado de agua y petróleo a una PC remota. En el caso de Golfo San Jorge por medio del sistema SCADA.

El panel del instrumento receptor tiene en la parte superior un totalizador digital que indica la producción de fluido en m3/día, porcentajes de agua, volumen neto de petróleo, caudales instantáneos y totalizador. La producción diaria se determina a través de las lecturas del totalizador registradas cada 24 horas. En la actualidad esta información se toma en forma automática mediante el Sistema de Control y Supervisión Remota (ver información detallada en el capítulo del mismo nombre). Este sistema puede ser consultado en cualquier momento, y así disponer de

la información. La energía es suministrada por sistemas de paneles solares.


MEDIDORES DE TURBINA: cuando se instalen, deberá verificarse su rango de medición de caudal recomendado por el fabricante. En la Fig. 37-V se muestra un gráfico para las turbinas Halliburton en el que se indica el rango de medición para cada diámetro de turbina en galones por minuto y la caída de presión que experimenta el fluido a través de la misma en psi (para pasar de GPM a m3/día multiplicar los GPM por 5.45).

Figura 37-V


A continuación se indican los rangos de medición de las turbinas utilizadas en nuestra operación: Diámetro Turbina Rango de Medición GPM m3/día 1-1/2" 15-105 82-572

2" 40-400 218-2180

4" 100-1200 545-6540

6" 200-3000 1090-16350

Instalación

(1) El medidor se puede instalar en forma horizontal o vertical. La dirección del flujo

en la línea de conducción debe corresponder con la flecha que está indicada en el cuerpo del medidor.

(2) Al instalar el medidor se requiere una sección recta de tubería sin restricciones con una longitud mínima de cinco diámetros de tubería antes y después del medidor. Ejemplo: diámetro del medidor 4", longitud recta mínima: 5" x 4" = 20".

(3) Obsérvese las siguientes indicaciones al instalar el medidor:

a. Limpiar el filtro antes de instalar el medidor.

c. No golpear el medidor para evitar daños en su interior.

d. No exceder los rangos de caudal recomendados por el fabricante.

e. Verificar que el sentido de flujo coincida con el de la flecha impresa en el medidor.

• “Analice Riesgos de Espacios Confinados”.


CAUDALÍMETRO ULTRASÓNICO POR TIEMPO DE TRÁNSITO (EN PRUEBA) Instalación


Una vez que se calcula el tiempo de tránsito diferencial , se deben tomar en cuenta numerosas variables adicionales. La velocidad total del fluido se calcula de varias velocidades individuales que varían según la distancia de la pared de la cañería . Las velocidades en el centro de la cañería son mayores que las velocidades cerca de la pared de la cañería. La combinación de estas velocidades individuales para un tipo de fluido específico de cañería , produce una velocidad de distribución conocida como el perfil del fluido, la cual es una función del número de Reynolds. Los efectos del perfil del fluido son tenidos en cuenta cuando se calcula la velocidad del fluido, siempre y cuando el medidor se configure correctamente. El medidor multiplica esta velocidad por el área transversal de la cañería , para obtener el fluido volumétrico. Condiciones Necesarias para la Instalación del Caudalímetro

(1)- El lugar seleccionado debe tener al menos 10 diámetros de tramo recto aguas arriba del medidor y 5 diámetros de tramo recto aguas abajo de codos, conexiones T, válvulas, orificios.

(2)- En caso de estar próximo a válvulas de control es necesario instalarlo algunos diámetros aguas arriba , para mejorar la precisión . Cinco diámetros aguas abajo son usualmente suficientes.

(3)- Dentro de lo posible, es recomendable que el caño donde se instale el medidor esté en buenas condiciones. Exceso de corrosión o incrustaciones severas pueden producir que el medidor no tenga las condiciones de operación.

DESHIDRATACION DEL GAS El gas natural producido del pozo contiene vapor de agua y otros hidrocarburos fácilmente condensables (gasolinas), que deben ser eliminados en la forma más completa posible pues dichos componentes contribuyen en menor o mayor grado a dificultar el transporte del gas a través del sistema general y redes secundarias. La gasolina debe ser eliminada para evitar su condensación en la cañería y reducir por tal motivo su diámetro útil. El vapor de agua ocasiona los mayores inconvenientes ya que su condensación en la línea disminuye la eficiencia de la conducción y en la temporada invernal provoca obstrucciones por congelamiento. Además, el gas en presencia de agua y a determinadas temperaturas y presiones forma hidratos (compuestos sólidos con apariencia de hielo) que pueden provocar obstrucciones en válvulas y tramos de la cañería. Instalaciones. Para eliminar la humedad del gas se emplean varios métodos; en nuestra operación utilizamos plantas que operan con Trietilenglicol (National, BS&B, Salcor, Armexas,QB. Johnson). En esta sección describiremos el funcionamiento de una planta deshidratadora tipo, y adicionamos esquemas y características de algunas específicamente. La misma está compuesta de las instalaciones que se indican:


SCRUBBER El gas que sale del separador general pasa por el radiador donde pierde temperatura, y los condensados: agua y gasolina o pequeñas gotas de petróleo arrastradas por el flujo de gas son retenidos en el scrubber. Los elementos internos que tienen estos equipos para efectuar la separación gas–condensador, están constituidos normalmente por un deflector a la entrada y en la parte superior un rompeniebla (Fig. 38-V). El líquido (agua y gasolina) se acumula en el fondo del recipiente y su nivel se controla con un flotante que actúa en forma mecánica sobre una válvula tipo LFA-401 DP (ver detalle en la Fig. 38-V). El scrubber cuenta además con los siguientes elementos de control y seguridad: un indicador de nivel de vidrio en la parte inferior,

un manómetro, un termómetro y una válvula de seguridad ubicada en la parte superior del recipiente y disco de ruptura.

Figura 38-V


TORRE DE ABSORCIÓN (TORRE DE CONTACTO)

La torre de contacto como se ve en la Fig. 39-V está constituida interiormente por una serie de platos con campanas de burbujeo, un serpentín y un retenedor de niebla. Los elementos de control y seguridad consisten en: un control automático de nivel del glicol tipo CTQ-406 que actúa sobre una válvula operada a diafragma tipo DSA-160, un indicador de nivel de vidrio, termómetro, manómetro y una válvula de seguridad ubicada en la parte superior del recipiente. El gas a tratar entra por la conexión inferior y sale deshidratado por la conexión superior. El glicol entra a la torre por la conexión superior, pasa a través del serpentín, desciende

por los distintos platos de burbujeo y se colecta en la parte inferior cuyo nivel controla el dispositivo CTQ-406. El gas en su recorrido ascendente pasa por los platos de burbujeo llenos con glicol donde se produce el contacto íntimo. El gas cede su vapor de agua al glicol, pasa a través del intercambiador de calor (serpentín) para enfriar el glicol y a través del rompeniebla ubicado en la parte superior de la torre. El rompeniebla retiene las pequeñas gotas de líquido que pueden ser arrastradas por el flujo de gas. El glicol húmedo cuando alcanza un determinado nivel que controla el conjunto CTQ-406 y la válvula DSA-160, sale de la torre y circula hacia la planta deshidratadora de glicol desplazado por la presión de operación de la torre.

Figura 39-V


DESHIDRATACIÓN DEL GLICOL El equipo consta de: el rectificador de glicol, compuesto por: un calentador de fuego directo y las torres ciega y de destilación, el tanque de glicol seco que contiene un intercambiador de calor (serpentina), las bombas alternativas, filtros y accesorios de control (Fig. 40-V).

Figura 40-V


El glicol húmedo de la torre de contacto pasa por el intercambiador de calor del tanque de glicol seco, por los filtros y entra en la torre ciega, donde se separa parte del agua que sale al exterior en forma de vapor. Luego pasa a la torre de destilación en la que el glicol entra en contacto a contra corriente con los vapores generados en el calentador. Estos vapores se componen fundamentalmente de vapor de agua y pequeñas cantidades de vapores de glicol y gasolina. El glicol que desciende por la torre condensa a los vapores de glicol. Los vapores de agua y gasolina salen al exterior. El glicol húmedo desciende y entra al calentador donde se separa el agua remanente en forma de vapor. El glicol ya deshidratado desborda por un vertedero al tanque de glicol seco de donde es bombeado a la torre de contacto, con lo que se completa el ciclo. El tanque tiene un control de nivel de vidrio que permite además verificar el estado del glicol. Como los vapores del glicol son corrosivos, se hace circular gas del sistema por la parte superior del tanque para arrastrar los vapores hacia la torre de destilación. BOMBAS Son del tipo alternativas, de desplazamiento positivo y pueden ser de simple o de doble efecto. En la Fig. 41-V (a) vemos un esquema en corte de una bomba de simple efecto; el émbolo buzo que impulsa el glicol está accionado por un conjunto motriz neumático que funciona con gas a presión. Un sistema mecánico accionado por el cuerpo del émbolo buzo actúa sobre la válvula de alimentación de gas la que deja pasar el fluido motor (gas), alternativamente en una y otra cara del pistón motriz en cada extremo de carrera, produciendo de esta forma el movimiento alternativo del conjunto. En nuestra operación utilizamos bombas de este tipo (Union Simplex, WKM, Mirbla y Texteam). Para mantener la bomba en buenas condiciones de operación es importante controlar el sistema de lubricación de la parte motriz. Otro detalle a tener en cuenta es el estado de las empaquetaduras; si se notan pérdidas de glicol a través de ellas será necesario reemplazarlas para evitar el consumo de glicol por tal motivo. El lubricador que utilizamos es el tipo "Norgren" que está instalado en la línea de alimentación de gas de las bombas. El gas que circula arrastra el aceite en forma de niebla lubricando la parte motriz de las bombas. En las plantas deshidratadoras de alta presión se utilizan bombas marca "Kimray" en las que el fluido motor lo constituye el glicol húmedo que proviene de la torre de contacto. Nota: en invierno usar aceite lubricante SAE 10 y en verano SAE 30. En la Fig. 41-V (b) se muestra un esquema de otro tipo de bomba; es una bomba de doble efecto con dos pistones solidarios a un vástago que efectúan el bombeo de glicol seco a la torre de contacto impulsados por el glicol húmedo que proviene de la torre. En dicha figura se muestra el circuito de glicol motriz y el detalle de succión e impulsión de glicol seco. Las válvulas manuales de regulación permiten variar el caudal circulante del fluido motor (glicol húmedo) con lo que variamos en igual proporción el caudal de glicol seco que circula por la torre de contacto.


Figura 41-V


FILTROS Su objeto es retener toda suciedad que pudiese arrastrar el glicol. En nuestra operación utilizamos filtros marca "Peco" de cuatro elementos filtrantes; su diseño prevé un sistema de alivio interior que permite el libre flujo de glicol cuando los elementos filtrantes se obstruyen. La válvula de alivio esta regulada para abrir a 25 psi de presión. La caída de presión a través del filtro se controla con dos manómetros que están ubicados respectivamente en la tapa del filtro y en la parte inferior del recipiente. Dicha caída de presión oscila entre 5 y 10 psi.

Cuando se observa un aumento progresivo de la presión es indicio de que los elementos filtrantes están sucios, por lo tanto se deberán reemplazar en lo posible antes que se produzca la apertura de la válvula de alivio.

Para reemplazar los elementos filtrantes se cierran las válvulas de entrada y salida del glicol, se descarga la presión del filtro a través de la válvula de drenaje y luego se quitan los bulones de la tapa. PROCESO DE DESHIDRATACION DEL GAS En esta sección daremos los conceptos básicos sobre el proceso de deshidratación del gas natural a fin de que el Supervisor conozca las variables que intervienen en el mismo. Los ejemplos que se indican son a título ilustrativo por lo que toda vez que se requiera mejorar las instalaciones u optimizar este proceso, deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería. Como hemos visto, el gas a tratar pasa previamente por el radiador y el scrubber en el que se separan del gas los condensados: gasolina y agua. Para eliminar la humedad del gas utilizamos en nuestra operación plantas que operan con Trietilen Glicol (TEG) que como hemos visto consisten de: una torre de absorción (torre de contacto), un rectificador del TEG con un depósito para el mismo y los accesorios (bombas, filtros, etc.). El Trietilen Glicol es un compuesto químico cuya característica más importante es la gran avidez por el agua, siendo por ello utilizado como elemento extractor de la misma en el gas natural. Considerando que el gas proveniente de los pozos esté saturado con vapor de agua, la cantidad de agua que puede tener el gas a distintas presiones y temperaturas puede estimarse del gráfico para gas natural que se indica en la Fig. 42-V, así por ejemplo a 300 psi y 60°F el gas saturado, puede contener hasta 48 Lbs. de agua/millón de pie3 de gas. (0.8 cm3 agua/m3 gas). Otro método útil de indicar el contenido de agua de cualquier gas es en términos del "punto de rocío" del agua en el gas.Denominamos "punto de rocío" al valor de la temperatura a la cual el vapor comienza a condensar, a una determinada presión. La


temperatura del punto de rocío depende de la presión a la cual efectuamos la determinación. Por ejemplo, del gráfico de la Fig. 42-V un gas que contenga 48 Lbs. agua/MMpie3 gas a una presión de 300 psi tendrá un punto de rocío de agua de 60°F, si ese gas se regula por medio de una válvula a 100 psi el gas seguirá manteniendo la misma cantidad de agua (48 Lbs/MM pie3), pero el punto de rocío será ahora 31°F. Por esto es necesario siempre que informemos la temperatura del punto de rocío, dar la presión a la cual se efectuó la determinación.

Figura 42-V


MEDIDOR DE PUNTO DE ROCÍO MARCA SHAW El medidor de punto de rocío Shaw es un equipo sencillo de operar, pesa alrededor de 5 kg, y es provisto dentro de una caja casi cuadrada (20 cm x 20 cm x 27 cm). Para medir se conecta a la válvula de muestreo con una manguera y se deja fluir el gas por dentro del equipo. La humedad de la muestra puede ser conocida en pocos minutos (Fig. 43-a-V).

El procedimiento normal para realizar el ensayo con este equipo es el siguiente:

(1) Colocar la perilla de accionamiento en la posición BATT y comprobar la carga de las baterías.

(2) Abrir la válvula de muestreo y comprobar que no haya salida de suciedad o condensado. Si hay algo de suciedad o condensado arrastrado por el chorro de gas, purgar hasta eliminarlo o abandonar el ensayo. (Generalmente este problema puede aparecer a la entrada del Scrubber).

(3) Sin presencia de suciedad o condensado, interconectar la válvula de muestreo con cualquiera de las dos conexiones del cilindro superior del equipo Shaw

(4) Ajustar la válvula de muestreo hasta obtener un pasaje suave a través del

instrumento. ( 5 a 10 l/min es ideal. Aunque el caudal no es sumamente crítico para la medición, no debe exceder los 20 l/min)

(5)- Dejar fluir el gas a través del equipo durante un intervalo de dos ó tres minutos con el objeto de purgar la manguera de interconexión. Tapar el orificio de salida de gas del cilindro superior con un dedo, hasta que la presión lo haga ascender. Remover el dedo cuando el cilindro alcance el punto máximo. (Si no hay suficiente presión para elevar el cilindro, conectar una manguera en el orificio de salida y levantar a mano dicho cilindro).

Figura 43-a-V


(6)- La aguja del instrumento se moverá rápidamente (5 minutos) indicando la humedad contenida en la muestra. Si la aguja se mueve hacia el extremo húmedo (hacia la derecha) y luego hacia la izquierda, significa falta de purga antes de elevar el cilindro. Si hay dudas acerca del caudal utilizado, incrementar el caudal después de alcanzar la lectura máxima. Si la aguja se mueve hacia la zona seca, significa que el caudal utilizado previamente era bajo.

(7)-Una vez terminada la lectura, bajar el cilindro superior y el equipo estará en condiciones para el próximo ensayo.

(8)-Interpretación de las lecturas: la escala superior del dial del equipo marca el punto de rocío, a presión atmosférica. Con ese valor entrar en la regla circular en la escala "Dew point temperature centigrade" y leer el contenido de agua en las distintas escalas que la circunscriben.

Ejemplo: Lectura -30 ºC = -22ºF = 0.28 mg de agua/litro de gas = 18 lb de agua/millón de pie cúbico a 60 ºF y una atmósfera = 370 partes por millón de vapor de agua en volumen (vpm) a una atmósfera = 0.276 mmHg presión de vapor de agua. Para 7 lb de agua por millón de pie cúbicos de gas, el punto de rocío de gas es de -38.2 ºC "La depresión del punto de rocío" (eliminación de agua) es la diferencia en grados de temperatura entre el punto de rocío del gas de entrada y el de salida de la torre de contacto. La depresión del punto de rocío es producida por el proceso de deshidratación del gas. Normalmente las especificaciones comerciales para el transporte de gas en gasoductos indican que el contenido de vapor de agua en el gas no debe superar 7 Lbs.agua/MMpie3 gas (0.15 cm3 agua/m3gas). Por ejemplo, del gráfico Fig. 42-V si la presión es 1000 psi, tal condición corresponde a un punto de rocío del agua de 32°F; por lo tanto un gas cuyo punto de rocío a la entrada de la torre de contacto, es 75°F a 1000 psi, debe tener una depresión del punto de rocío de (75 - 32 = 43°F). Las condiciones principales según las cuales pueden formarse hidratos en el transporte del gas son:

• Gas por debajo del punto de rocío del agua y en presencia de agua libre.

• Bajas temperaturas del gas.

• Altas presiones.

En nuestra operación, y en lo que respecta al gas asociado, la tercera condición no es un problema, ya que el transporte del gas se realiza a baja presión. Por lo tanto, atendiendo a las dos primeras lo que trataremos de lograr es que el gas a la salida tenga un bajo punto de rocío para garantizar que a bajas temperaturas no se verifiquen problemas por formación de hidratos. Además, a presión constante y con un bajo punto de rocío del gas se tendrá menor cantidad de agua por millón de pie3 de gas, con lo que se logra menor cantidad de agua libre en la cañería en caso que la temperatura


descienda mucho. Este agua podrá ser eliminada de la línea mediante los "drips" instalados en su trayecto y evitar de esta manera que pueda obstruirse la cañería por congelamiento. Temperatura de operación La temperatura del gas de entrada a la torre de contacto influye en la eficiencia del proceso de deshidratación. Si la presión es constante, a mayor temperatura del gas de entrada, mayor será la depresión del punto de rocío para llevar el gas a las condiciones de gasoducto (es mayor la cantidad de agua que debe eliminar la torre). En otras palabras, para lograr un menor punto de rocío a la salida es recomendable una menor temperatura del gas a la entrada. Sin embargo se considera que 50 °F es la temperatura mínima de operación debido a que el glicol es demasiado viscoso a menores temperaturas y se torna ineficiente el proceso. También 100°F es límite superior práctico de la temperatura de operación ya que a medida que esta temperatura aumenta, las pérdidas de glicol por evaporación resultan mayores. Cuando se utilicen calentadores de entrada para prevenir la formación de hidratos y congelamiento en válvulas, etc. (caso pozos gasíferos) no debe aumentarse demasiado la temperatura del gas. Concentración de glicol El glicol que sale de la torre de contacto (glicol húmedo) se deshidrata en la planta rectificadora de glicol para luego volver al ciclo. Cuanto más concentrado (seco) sea el glicol que entra a la torre de contacto, mayor será la eficiencia de deshidratación del gas. El grado de deshidratación del glicol que pueda lograrse, depende en primer lugar de las especificaciones de diseño de la planta de glicol. Así por ejemplo, tendremos plantas cuyo diseño garantiza una eficiencia de concentración del glicol de: 98.5 %wt; 99.0 %wt; 99.5 %wt; (peso) etc. Esto significa que si la eficiencia de una planta de glicol es de 98.5 % la concentración de glicol será 98.5 % y el resto, 1.5 % es agua incorporada al glicol en el proceso (que la planta no elimina). Conocida entonces la eficiencia de la planta podrá determinarse si la misma trabaja de acuerdo a las especificaciones de diseño. Para ello se realiza un análisis de determinación de agua: la muestra de glicol se debe tomar a la salida del tanque de glicol seco. Otros factores que influyen en el grado de deshidratación del glicol son: la capacidad de tratamiento de la planta que está relacionada con el caudal de circulación del glicol (como veremos más adelante) y la temperatura del calentador. Para lograr una concentración adecuada del Trietilen Glicol, la temperatura del calentador debe mantenerse entre 375°F y 390°F. Es importante controlar el valor máximo de temperatura para evitar la degradación del (TEG) que ocurre alrededor de los 404°F.


Caudal de circulación del glicol Cuando conocemos la concentración del glicol y el número de platos de burbujeo que tiene la torre de contacto, la depresión del punto de rocío del gas saturado es función de la velocidad de circulación del glicol. Las torres de contacto standard tienen 4 a 8 platos de burbujeo. La circulación del glicol para asegurar un buen contacto gas-glicol varía de 3 a 5 gal/Lbs. de agua en el gas. El valor práctico de operación de un sistema deshidratador standard es 3 gal/Lbs. de agua a eliminar. Un caudal de circulación excesivo, especialmente por encima de la capacidad de diseño, sobre-carga la planta rectificadora de glicol e impide una buena reconcentración del glicol. En general una mayor depresión del punto de rocío es más fácil de lograr aumentando la concentración de glicol que el caudal de circulación. Ejemplo: Supongamos el siguiente caso: caudal de gas a deshidratar = 50400 m3/d (1800000 pie3/d), punto de rocío del gas a la entrada de la torre de contacto = 40°F, presión de operación = 85.3 psi (100 psia). Si adoptamos un valor límite de 7 Lbs. agua/MMpie3, tendremos:

a. Contenido de agua del gas a la entrada; del gráfico Fig. 42-V para 40°F y 100 psia, encontramos que el gas puede contener 67 Lbs. agua/MM pie3.

b. Punto de rocío del gas a la salida; del gráfico para 7 Lbs. agua/MMpie3 y 100 psia, encontramos: - 15°F.

c. Depresión del punto de rocío: 40 - (-15) = 55°F

d. Agua a eliminar: 67 - 7 = 60 Lbs.agua/MMpie3 gas

Total = 1800000 pie3 gas x 60 Lbs./MMpie3 gas = 108 Lbs. de agua

e. Caudal de circulación del glicol: adoptando el valor práctico de 3 gal/Lb. agua tendremos:

Q glicol = 3 gal/Lb. agua x 108 Lbs. agua = 324 gal.glicol/día

Q glicol = 324 = 13.5 gal/hora 24

Por lo tanto, con el dato de 13.5 gal/hora recurrimos al gráfico de caudales de la bomba suministrado por el fabricante y determinamos los golpes por minuto a que debe trabajar la misma para mantener dicho caudal horario de glicol en el sistema. En caso de no


contarse con los gráficos de la bomba, el caudal puede determinarse intercalando en el sistema un medidor de caudal del tipo de desplazamiento positivo. También podemos estimar el caudal circulante de la siguiente manera: se cierra la válvula manual de la cañería de descarga del glicol de la torre de contacto y se mide la altura del nivel por unidad de tiempo. Esta altura multiplicada por el área de la sección interna de la torre dará el volumen de glicol bombeado:

h [cm/min] x A [cm] = Q glicol [cm/min]

Por ejemplo, en el caso anterior determinamos que el caudal de glicol era:

Q = 13.5 gal/hora = 13.5 gal/hora x 3785 cm3/gal x 1h = 851.6 cm3/min 60 min

Suponiendo una torre de contacto Natco, su diámetro interior es de aproximadamente 75 cm.

Area = 75 2 π = 4415 cm2

4 De acuerdo a lo visto:

Q glicol = h x A ∴ h = Q glicol = 851.6 cm3/min = 0.192 cm/min A 4415.6 cm2 Es decir, midiendo el incremento de nivel por unidad de tiempo "h" podemos verificar si el caudal de circulación es el que hemos estimado. Nota: Si se dispone de equipo adecuado, medir el punto de rocío a la entrada de la torre de contacto, y con el contenido de agua correspondiente estimar el caudal de circulación de glicol. DISPOSITIVOS AUTOMATICOS DE CONTROL. CONTROL DE NIVEL DE GLICOL EN LA TORRE DE CONTACTO. El sistema está formado por el control de nivel (flex-tube) CTQ-406 que actúa sobre la válvula operada a diafragma DSA-160 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 43-b-V se muestra un esquema del funcionamiento: el conjunto recibe gas del sistema que regula una válvula tipo 67-FR, el gas de alimentación pasa por un orificio (a) que deja pasar un reducido flujo que se ventea por la boquilla (b). En esta posición los manómetros no acusan presión y la válvula DSA-160 permanece cerrada por la tensión del resorte regulador.


Cuando el nivel de glicol sube, el flotante del dispositivo de control provoca el cierre del orificio de la boquilla y aumenta la presión hasta el valor de registro de la válvula de descarga, con lo que ésta comienza a abrir permitiendo la salida del glicol. El nivel de glicol en la torre puede regularse alejando o acercando la boquilla a la placa de cierre del control, si se desea elevar el nivel se enrosca la boquilla en el caso contrario se desenrosca. A su vez la válvula DSA-160 puede regularse a la presión más conveniente ajustando el tornillo regulador. Es importante mantener limpio el sistema de alimentación (válvula reguladora 67-FR) para evitar el taponamiento del orificio (a) o la boquilla (b). Sí se obstruye el orificio no podrá operar la válvula de descarga con lo que el nivel de glicol subiría hasta escapar por la conexión superior de la torre. Si se tapa la boquilla, la válvula de descarga permanecería abierta y esto podría provocar el escape de gas de la torre de contacto a la planta de glicol con el consiguiente peligro que ello implica.

Figura 43-b-V


CONTROL DE TEMPERATURA DEL RECTIFICADOR DE GLICOL. Los controles de temperatura que utilizamos en los equipos Natco son los siguientes: CTS-1030 y CTS-5025-B.

a. Control de temperatura CTS-1030. El sistema está formado por el control de temperatura CTS-1030 que actúa

sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 44-V (a) se indica un esquema de funcionamiento del conjunto. El control de temperatura esta constituido por: el elemento sensible (bulbo) que va instalado en el interior del calentador, y el conjunto receptor y de regulación que es exterior. El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el eje transmisor de movimiento, el orificio (a), la boquilla (b), la placa de cierre y la perilla de regulación. Funcionamiento. El gas de alimentación pasa por una válvula reguladora tipo 67-FR y entra al control por la conexión (1). Al pasar por el orificio (a) se produce una caída de la presión y un pequeño flujo de gas escapa por la boquilla, en esta condición la válvula DSG-7501 está cerrada. Cuando la temperatura desciende en el rectificador, el sistema térmico se contrae y el eje transmisor del movimiento empuja a la placa que cierra el escape de gas por la boquilla. La presión se incrementa hasta que al alcanzar el valor de registro de la válvula DSG-7501, esta comienza a abrir y pasa el gas al quemador.

Cuando el glicol llega a la temperatura de régimen el ciclo se invierte y la válvula DSG-7501 cierra. Para regular el control a la temperatura deseada se gira la perilla a la derecha para aumentar la temperatura, o hacia la izquierda para disminuirla.

b. Control de temperatura CTS-5025-B.

El sistema está formado por el control de temperatura CTS-5025-B que actúa sobre la válvula operada a diafragma DSG-7501 de acción normalmente cerrada. En la Fig. 44-V (b) se indica un esquema del funcionamiento del conjunto. El control de temperatura está constituido por el elemento sensible que va instalado en el interior del calentador, y el conjunto receptor de regulación que es exterior.

El elemento sensible consiste en un tubo y una varilla interior al mismo construidos con materiales de distinto coeficientes de dilatación térmica; la característica del material del tubo es de un alto coeficiente de dilatación comparado con el material de la varilla que es de muy bajo coeficiente de


dilatación. La varilla esta vinculada al tubo en su extremo opuesto al conjunto receptor, de manera que al variar la temperatura el tubo se dilata o contrae moviendo a la varilla en un sentido u otro. El conjunto receptor y de regulación esta constituido por: las conexiones de alimentación y salida de gas con sus respectivos manómetros, el vástago transmisor de movimiento con un resorte concéntrico, la válvula interior (obturador y asiento), el perno de apoyo ajustable y el orificio que comunica con el conducto de salida.

Funcionamiento. Cuando desciende la temperatura del glicol en el rectificador, el tubo se contrae y mueve la varilla hacia el conjunto receptor y de registro presionando contra el vástago transmisor del movimiento [ver detalle en la Fig. 44-V (b)]. Esto hace que se comprima el resorte y que el vástago se incline en la dirección del punto de apoyo ajustable, con lo que el obturador de la válvula interior también se inclina apoyando solamente en una parte de su asiento. De esta manera aumenta el pasaje de gas a través de dicha válvula incrementándose la señal de salida que actúa sobre la válvula DSG-7501 que abre y permite el paso de gas al quemador del calentador. Cuando la temperatura aumenta el tubo se dilata y mueve la varilla vinculada a él en el otro sentido, de esta forma deja de presionar en el vástago con lo que el obturador vuelve a su posición inicial disminuyendo la señal de salida y la válvula DSG-7501 cierra el paso del gas al quemador. La regulación de la temperatura se efectúa girando la perilla exterior que actúa sobre el perno de apoyo. Según sea el sentido de giro que le demos a la perilla el perno de apoyo bajará o se elevará, aumentando el paso de gas en el primer caso y disminuyéndolo en el segundo.


Figura 44-V


OTROS MODELOS DE PLANTAS DESHIDRATADORAS DE GAS. En nuestra operación contamos con otros modelos de equipos National y también de marca BS&B, Armexas, QB.Johnson, Salcor. Las diferencias más notorias con el equipo que hemos descripto son:

• El scrubber y la torre de contacto están contenidos en una misma torre. • El rectificador de glicol no tiene torre ciega, solo la torre de destilación. • El cuerpo del rectificador y el tanque de glicol seco están instalados uno

sobre el otro.

El funcionamiento es básicamente el mismo que hemos explicado; en la Fig. 45-V se indica un esquema de funcionamiento de un equipo BS&B. Los condensados (agua y gasolina) quedan retenidos en la sección de torre correspondiente al scrubber y se descargan por la válvula (1). El glicol húmedo sale por la válvula (2), y por diferencia de presión circula por el intercambiador de calor del tanque de glicol seco, por el filtro y entra a la torre de destilación. El glicol seco del rectificador ingresa al tanque a través de un vertedero y de allí lo succionan las bombas para completar el ciclo. El sistema de regulación de temperatura esta constituido por dos controles (T1 y T2) conectados en serie; éstos se regulan de la siguiente forma:

a. Se mantienen ambos controles abiertos hasta alcanzar la temperatura deseada

en el rectificador. b. Se regula uno (T) hasta que corte el suministro de gas. c. Se marca (T) en la posición de corte y se lo abre nuevamente. d. Se regula (T1) hasta que corte el suministro de gas. e. Se vuelve (T) a la marca efectuada en el paso (c) y se deja el equipo en

operación.

Nota: en la actualidad todos los rectificadores de glicol cuentan con dos controles de temperatura.


PLANTA DESHIDRATADORA DE GAS-TIPO B.S.& B

Figura 45-V

(1)

(2)


PLANTA JOHNSON En los pozos de gas autónomos se instalan plantas deshidratadoras con T.E.G. a los efectos de proceder a la deshidratación del gas producido por dicho pozo. Dichas plantas son similares, en cuanto al funcionamiento, a las plantas centrales de las estaciones colectoras, tan solo que al estar ubicadas en las inmediaciones de los pozos productores, están equipadas con instrumentación preparada para trabajar en lugares alejados y con la posibilidad de monitorear y cambiar los parámetros de funcionamiento a distancia. Básicamente, en la operación hay dos tipos de estas plantas: Unas están equipadas con un separador horizontal de alta presión (para separar líquidos antes del tratamiento) con capacidad de tratamiento 200.000 m3/día de gas y otras no cuentan con el separador de líquidos y tienen una capacidad para 100.000 m3/día de gas. En la figura se puede observar una planta de las mencionadas, ubicada en las inmediaciones del pozo PVH 618 para el tratamiento de su producción de gas. DESCRIPCIÓN DE LA INSTALACIÓN (SIN SEPARADOR) En la boca de pozo está montada la correspondiente armadura de surgencia, que entre otros accesorios incluye la válvula de orificio variable y la de corte por seguridad line-break. La configuración de la armadura está definida por Ingeniería de proyecto y varía con las presiones de cada pozo, es decir no todos los pozos de gas tienen exactamente la misma armadura. Desde la boca de pozo hasta la planta de tratamiento, generalmente ubicada a 100 mts de distancia, el gas es conducido por una línea soterrada de alta presión hasta el ingreso a la misma. En la entrada a la locación de la planta, está instalada una válvula de accionamiento neumático (normal cerrada) de alta presión que controla presiones aguas abajo. A partir de esta válvula reguladora de la presión de trabajo colocada al ingreso de la planta de tratamiento, la instalación es de baja presión. El gas pasa, previo a la torre de contacto, por un sistema de enfriamiento con radiadores (que tienen un sistema de by-pass con válvula neumática que permite ser


accionada a distancia, para sacarlos de servicio ante un congelamiento u obstrucción) para luego ingresar a un scrubber donde se drena los líquidos. Este tiene instalado un control de nivel del tipo transmisor de presión diferencial que actúa sobre una válvula neumática de acción normal cerrada, drenando a un recipiente soterrado que tiene a su vez instalado un control de nivel y bomba automatizados para mantener el nivel deseado en forma constante. Los líquidos drenados son bombeados generalmente a un tanque de estación o línea de pozo. A continuaciòn el gas ingresa a la torre contactora donde se produce la separación de agua a través del proceso de contracorriente con T.E.G. La torre tiene en su parte inferior un scrubber con control de nivel del tipo desplazador, que actúa sobre una válvula, drenado los líquidos al tanque soterrado ya mencionado. Desde la torre el gas pasa al sistema siendo medido el caudal en un puente de medición y antes de ingresar al sistema general colector, pasa por una válvula neumática (de acción normal abierta) que regula el caudal de salida.

La parte correspondiente a los controles del proceso de la planta, está ubicada en una casilla en locación, desde donde los datos son transmitidos a la estación remota en la Planta Zorro, donde el operador tiene en la pantalla los parámetros de presiones y caudales. Todos estos datos son registrados en un “floboss” ubicado dentro de la casilla, donde se almacenan los últimos 30 días. El sistema esta montado de manera que también a distancia se puedan modificar los parámetros de producción y presiones.

En esta casilla también están instalados los equipos compresores que aseguran mediante un tanque pulmón, el abastecimiento de aire para las bombas y la instrumentación. Este tanque tiene una capacidad para que los equipos trabajen hasta 4 horas ante un corte eléctrico en la red. La válvula controladora de presión en la entrada a la planta es seteada con el valor deseado desde el floboss, al igual que la controladora de caudal a la salida del sistema. La secuencia operativa es la siguiente: Al detectarse un caudal superior al seteado, la válvula comienza a restringir el paso para reacomodar caudal, comenzando el sistema interior de la instalación (torre contactora, scrubber y radiadores) a incrementar la presión, que a su vez es detectada por la reguladora de presión comenzando a restringir su paso. Esto hace que aumente la presión hacia el pozo en la cañería de alta presión, hasta llegar al valor de regulación por alta de la line-break, punto donde esta cierra el pozo. Cada vez que esto ocurre se debe ir al pozo para activar manualmente esta válvula.


En este tipo de instalación el caudal es fijado mediante el orificio de la válvula reguladora ubicada en la armadura de surgencia, de manera que siempre se debe setear la válvula reguladora de caudal con un valor ligeramente superior al fijado en aquella. Por ej.:si el caudal fijado en boca de pozo a través de la reguladora es de 100.000 m3gpd, se debe setear la controladora neumática con 110.000 m3gpd. En caso contrario, ante una pequeña variación en el caudal, se producirá alternativamente la secuencia descripta anteriormente provocando cierres del pozo. Se debe tener presente que el caudal estará dado en función de la presión en la boca de pozo y el diámetro del orificio que se le de a la válvula, es decir que para saber el valor de caudal tendremos que abrir parcialmente la válvula y observar el Floboss que se encuentra en el interior de la casilla. PROCESO EN LA PLANTA Estas plantas vienen armadas en un trineo (paquetizadas). Al ser preparadas para trabajar en lugares alejados, tienen la posibilidad de autoalimentarse de gas combustible para el regenerador de glicol desde una conexión a la salida de la torre contactora. Antes de ingresar al quemador el gas pasa por un sistema de precalentado a traves del tanque de glicol seco y por un separador de líquidos con corte por alto nivel. El sistema de encendido del piloto es electrónico con sensor de llama. En lo referente al circuito de glicol, el mismo tiene una diferencia con el resto de las plantas, por la incorporaciòn de un tanque separador bifásico (tanque flash). El mismo está intercalado entre los intercambiadores de calor glicol-glicol en el circuito de glicol rico hacia la columna de destilación. Tiene la función de liberar el gas contenido en el glicol y con un sistema de control de nivel de tipo desplazador, mantener una cantidad de glicol estable. Este tanque posee una válvula de seguridad por sobrepresión en la parte superior que ventea a la atmósfera. Posteriormente al tanque flash se encuentran dos filtros, uno de media y el otro de carbón que filtran las partículas sólidas del glicol en su fase final, antes de entrar en la columna de destilación. Además del by-pass que tiene cada filtro, hay una válvula entre el tanque y estos que actúa por sobrepresión, derivando el glicol directamente a la columna en caso de una obstrucción en la línea. Las bombas de glicol son del tipo TXT 6100 operadas por aire y con un sistema de lubricación por goteo regulable. Las mismas tienen incorporado un filtro en la succión. En el ingreso de glicol seco a la torre contactora, se produce el intercambio de temperatura al atravesar el intercambiador gas-glicol. Las bombas que recuperan líquidos del tanque de condensados son a pistón accionadas eléctricamente para una presión de 400 psi, y dentro de la casilla de control se encuentra el indicador de nivel del tanque. En caso de falla en el sistema de arranque automático se pueden energizar en forma manual.


La instalación tiene válvulas de sobrepresión en todos los recipientes y discos de rotura en el scrubber, capaces de ventear la capacidad de tratamiento de la planta. INSTALACIÓN CON SEPARADOR DE ALTA PRESIÓN En aquellos pozos con importante aporte de fluido, se incorpora un separador bifásico horizontal de alta presión que separa los líquidos, enviándolos por diferencia de presión directamente a una línea de conducción (oleoducto). Desde el pozo el gas ingresa a este separador, el que posee a la entrada una válvula que actúa por sobrepresión cerrando el ingreso de fluido. En su interior tiene un control de nivel que cierra la entrada al separador en caso de superar cierta altura. Luego del separador está la válvula reguladora de presión (que regula aguas abajo) y a partir de esta, la instalación es similar a la descripta anteriormente. En algunos casos es necesario instalar un calentador con serpentina de alta presión entre la armadura de surgencia y la entrada a la instalación de planta, con el fin de prevenir congelamientos en la válvula reguladora de presión. CAPTACION DE BAJA. En los yacimientos existen algunas causas que hacen necesaria otra forma de captar gas de los pozos. Las mas importantes son : A ).- Yacimientos con exceso de presión en las líneas de conducción y pozos con alto

G.O.R. ( Pozos muy distantes de estaciones – concurrencia de estos a varios manifold de campo – líneas de diámetro insuficiente entre manifold de campo y estaciones)

B ).- Yacimientos donde los pozos no tienen suficiente presión entrecolumna para ingresar a la línea de conducción. Esto se da generalmente con bajos caudales.

En estos casos se recurre a un sistema que se denominó “ captación a baja presión “ y consiste en llevar ese caudal aportado por la entrecolumna del pozo por una línea individual ( donde solo circule este fluido ) hasta la planta deshidratadora, a una presión generalmente equivalente a la del manifold principal de la estación (80 a 100psi).

Esto hace que el gas fluya mas fácilmente al tener menor contrapresión. Una manera de maximizar al máximo el caudal individual de cada pozo es montar un

compresor centrífugo que literalmente succiona el csg manteniendo la presión entrecolumna alrededor de 7 psi. ( en yac.K.Kayke ) Para determinar la factibilidad del proyecto se debe saber que caudal suplementario se obtendrá con esta inversión. Para ello se utiliza un puente de medición portátil (los parámetros de medición son los mismos que para las instalaciones fijas) que puede tener una válvula Daniel de 2” o el juego de bridas portaorificio. Para la medición se instala aguas abajo del orificio una válvula de contrapresión (del tipo 63R ) que se utiliza para generar dentro del csg del pozo una presión similar a la que va a trabajar la captación, obteniendo de esta forma un caudal de aporte real en las nuevas condiciones. Por razones de política ambiental se instala luego del puente en locación un recipiente que asegure la retención de cualquier líquido vertido.


Con este sistema se optimiza el aprovechamiento del gas y también se obtiene un beneficio en la producción de petróleo derivado de la despresurización del espacio anular.( ver esquema de un modelo de captación en el yacimiento L.Flores.)


PLANTA COMPRESORA DE GAS KOLUEL KAYKE. Esta planta tiene como función captar el gas producido de las entrecolumnas de los pozos, a través de un manifold de entrada, separar los líquidos por medio de un separador de entrada bifásico horizontal con sus elementos de control de nivel y descarga automática y válvula de seguridad. El control de nivel es del tipo on-off, actuando sobre una válvula neumática y enviando los líquidos a un tanque de 3000 lts de capacidad, mediante un sistema cerrado. Está provisto de un eliminador de partículas liquidas mayor a 10 micrones y no permite un arrastre superior a 0.1 galòn/MMSCF ( galón por millón de pies cúbicos ). A la salida del separador y previo al compresor, se encuentra instalado el puente de medición con placa orificio con su sistema de transmisor de presión diferencial, según A.G.A.3.Estos datos de caudal y presión son colectados en un panel ubicado en locación. Desde el puente de medición el gas continua hacia un scrubber de succión, en donde es aspirado y comprimido por un compresor de desplazamiento positivo a paletas accionado por motor eléctrico. Por último el gas pasa por un aeroenfriador y luego, en su etapa final, se inyecta al gasoducto principal. El equipo cuenta con un sistema de recirculación que permite, mediante un controlador de presión, tener regulado el caudal del compresor. Antes del separador horizontal se encuentra un sistema de venteo a antorcha que actúa ante un exceso de presión en el separador. A esta línea concurren también los venteos de válvulas de seguridad. Todos los instrumentos funcionan con aire, provenientes de la batería E.V.-1 Este sistema de captación fue diseñado para las siguientes condiciones: Caudal . 17000 m3gpd Presión de succión : 1.5 a 10 psi ( 0.1 a 0.7 bar ) Presión de descarga : 60 a 90 psi ( 4 a 6 bar ) Temperatura succ. 50 a 70 º F.


NORMAS GENERALES PARA EL CORRECTO FUNCIONAMIENTO DEL SISTEMA DE

DESHIDRATACION DEL GAS - PROBLEMAS COMUNES. PUESTA EN MARCHA DE LA PLANTA DESHIDRATADORA.

(a) Llenar con Trietilen Glicol el calentador hasta que comience a desbordar al tanque de glicol seco y luego llenar este último hasta la mitad de su capacidad.

(b) Encender el calentador y una vez que el glicol alcanza la temperatura deseada regular los controles de temperatura.

(c) Abrir la válvula de entrada de gas a la torre de contacto hasta que la presión sea

la normal y cerrar la circulación de gas. (d) Poner en funcionamiento las bombas; al circular el glicol la temperatura en el

calentador comenzará a descender. (e) Cuando la temperatura del glicol se restablezca al valor de régimen, hacer

circular el gas a tratar con lo que la planta deshidratadora quedará en marcha. Cuando se detiene el funcionamiento de la planta se deberá derivar todo el glicol de la torre de contacto a la planta de glicol. Para ello accionar manualmente el control automático de nivel de la torre y drenar. Antes de poner en funcionamiento la planta drenar nuevamente la torre de contacto a fin de eliminar la gasolina y toda suciedad que pudiese contener. Esto evitará la formación de espuma con la que se puede perder mucho glicol a través de la conexión de salida del gas. Utilizar el radiador a fin de que el gas pierda temperatura y queden retenidos en el scrubber los condensados de vapores de agua y gasolina. Mantener la temperatura de operación de la torre de con tacto entre 80°F y 90°F sin sobrepasar los valores límites que hemos indicado (mínimo: 50°F; máximo: 100°F) Mantener un flujo continuo de gas entre el tanque de glicol seco y la torre de destilación a fin de desalojar los vapores de glicol que en presencia de oxígeno se oxidan y forman ácidos orgánicos corrosivos. En caso de interrumpirse dicho flujo de gas se corre el riesgo de que los vapores de agua existentes en la parte superior de la torre de destilación pasen a través de la cañería de gas al tanque de glicol seco. Mantener limpio el glicol, para ello se deberá controlar el estado de los filtros y proceder a su recambio en caso que se prevea un taponamiento a corto plazo. Visualmente puede examinarse una muestra de glicol para identificar algunos contaminantes, por ejemplo:


• Un precipitado finamente dividido puede indicar la presencia de productos de corrosión de hierro.

• Una solución negra, viscosa, puede contener hidrocarburos pesados. • el olor característico del glicol descompuesto (olor dulce aromático)

generalmente indica descomposición térmica. • Una muestra con dos fases indica que el glicol está contaminado con

hidrocarburos. Las conclusiones visuales pueden ser avaladas por el análisis químico. Algunos de los ensayos de rutina que pueden hacerse son: pH, contenido de agua, contenido de sólidos y determinación de hidrocarburo. Control de pH. La velocidad de corrosión del equipo crece rápidamente con la disminución del pH en el glicol. Los ácidos orgánicos resultantes de la oxidación del glicol y productos de descomposición térmica son los principales causantes de la corrosión. Por lo tanto el pH del glicol debe ser controlado periódicamente y mantenido entre valores de 7 a 7.5 como prevención de la corrosión. En caso de que la solución tenga valores de pH menores a los indicados deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería quien recomendará los productos químicos y proporciones adecuadas para elevar el pH de la solución de glicol. Si la deshidratación del gas no es la adecuada y el punto de rocío a la salida es demasiado alto, esto puede ser mejorado de la siguiente forma:

a. Elevar la temperatura en el calentador para incrementar la concentración de glicol. No exceder la temperatura máxima pues puede descomponerse el glicol.

b. Verificar el caudal de glicol si es posible. Controlar las bombas para asegurarse

que trabajen bien. c. Controlar que la temperatura del gas de entrada a la torre de contacto no sea

muy alta (el gas puede retener mayor cantidad de agua a mayor temperatura). En tal caso disponer del radiador para disminuir la temperatura del gas y controlar que la temperatura de operación de la torre se mantenga entre los límites ya indicados.

d. Controlar la temperatura del glicol a la entrada de la torre; en caso de ser

necesario instalar un radiador para refrigerar el glicol.

Pérdidas de glicol en la torre de contacto: En este caso el glicol es arrastrado por el flujo de gas a la línea. Las posibles causas son las que se indican:

a. Temperatura de operación superior a los 140°F. b. Retenedor de niebla corroído o parcialmente tapado.


c. Formación de espuma: En este caso además de la pérdida de glicol, la espuma causa un contacto pobre entre el gas y la solución de glicol disminuyendo por tal motivo la eficiencia de la deshidratación del gas. Algunas de las causas de la formación de espuma son: la turbulencia creada por alta velocidad del flujo de gas, gasolina, sólidos finamente divididos, sales, etc.

Para prevenir la formación de espuma debe mantenerse limpio el sistema y lasolución de glicol. En oportunidades debe recurrirse al uso de productos anti-espuma que no resuelve el problema básico, es tan sólo un control temporario hasta que puedan determinarse las causas de la formación de la espuma.

d. Conducto de salida de vapores obstruidos.

Pérdidas en la torre ciega o de destilación hacia el tanque de agua, las probables causas son:

a. Conducto de glicol desde la torre ciega a la torre de destilación obstruido. b. Torre de destilación obstruida. c. Exceso de contenido de agua en el glicol. En este caso la solución más

conveniente será: detener las bombas de glicol y cerrar la válvula manual de retorno desde la torre de contacto manteniendo la temperatura del calentador al máximo permitido por el Trietilen Glicol. Cuando se nota que la condensación de vapor de agua en la línea de drenaje es mínimo podrá colocarse en funcionamiento normal el sistema.

d. Conducto de comunicación del rectificador con el tanque de depósito obstruido.

CONTROLES PERIÓDICOS.

(1) Controlar la temperatura del rectificador, torre de contacto, y scrubber. (2) Controlar el nivel de glicol en el tanque por posibles pérdidas. (3) Controlar el agua drenada en el tanque. Una disminución repentina indicará

probablemente que la planta no funciona correctamente o que está circulando menor cantidad de gas.

(4) Verificar manualmente el buen funcionamiento de los automáticos y drenar las

purgas. (5) Verificar el nivel de aceite en los lubricadores de las bombas de glicol. (6) Controlar el funcionamiento de las bombas.


(7) Intercambiar semanalmente las bombas a fin de evitar atascamiento por

corrosión y deposición de sólidos provenientes del agua que queda en ellas cuando dejan de operar durante lapsos de tiempo prolongados.

POSIBLES PROBLEMAS EN EL FUNCIONAMIENTO DE LAS ESTACIONES

SATELITE Y SUS SOLUCIONES. En las Fig. 46-V y 47-V se han esquematizado algunos de los principales problemas que suelen presentarse en las estaciones satélite. La Fig. 46-V indica las causas que pueden provocar que el petróleo pase a los tanques. Si se trata de una batería, el separador general descarga a tanque, el esquema se simplifica.

Figura 46-V


Figura 47-V


De forma análoga la Fig. 47-V se refiere a las causas que provocan la descarga de fluidos al tanque ecológico. Si este tanque recibiese petróleo, es señal de una anormalidad en el funcionamiento de la estación. Por eso debe inspeccionarse la pileta (si la hubiera) en cada recorrida a la estación, para lo cual las mismas deben estar provistas de un indicador de nivel. Es importante que las piletas tengan suficiente capacidad disponible para cualquier emergencia. En caso de tener petróleo en la pileta, debe recuperárselo a la brevedad posible a fin de evitar un aumento de la viscosidad debido a la evaporación de los hidrocarburos livianos, lo que provoca posteriores problemas en el bombeo de recuperación. Además de los problemas indicados en dichas figuras, se presentan otros que no están relacionados entre sí y que en consecuencia no pueden esquematizarse de forma análoga. A continuación indicaremos los principales. (1)- Colector.

Roturas: debidas generalmente a un error en la operación de las válvulas o en

algunos casos por congelamiento de líneas fuera de servicio. (A las líneas fuera de servicio se les deberá colocar tapones una vez que han sido descargadas.).

(2)- Calentadores - Generadores de vapor.

Rotura de la serpentina: En el calentador abierto rebasará por la tapa, en el cerrado se abrirá la válvula de seguridad debido al aumento de presión.

Perdidas de agua: Controlar temperatura máxima, conexiones, tubo de fuego y cuerpo de la misma.

Baja presión de vapor: Incorrecta regulación de la llama, equipo sobrecargado.

Alta presión de vapor (mayor de 15 psi): Válvula de seguridad (DXSG-7501) defectuosa o mal regulada.

(3)- Separador de ensayo (exceso de presión).

Reguladora de contrapresión mal regulada o sucia, o pileta mal instalada.

Placa orificio del puente de gas mal seleccionada.

Línea de venteo a tanque ecológico.

(4)- Presión de bombeo muy alta.

Filtro del puente de medición o turbina obstruidos.

Calentador apagado.


Inyección de desemulsionante interrumpido.

(5)- Descenso anormal de presión de gas en la estación.

Válvula de contrapresión del separador general, de salida de la estación o ambas mal reguladas.

Pérdidas de gas.

Wizard descargando a tanques.

Manual de Producción – PAE - Argentina

1-VI

VI- CONTROL DE LA PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO Y GAS PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO CONTROL EN BOCA DE POZO

El control que se realiza en cada pozo se lleva a cabo por el Equipo de Producción Multifunción, de acuerdo a un programa de recorrido preestablecido según la producción de petróleo. Además de los controles a realizarse en las unidades de bombeo y los motores, ya indicados en el Capítulo de Bombeo Mecánico, deberán inspeccionarse:

1. Vástago pulido.

Debe estar derecho, bien centrado y cubierto por una delgada capa de petróleo, en su defecto pueden presentarse los siguientes casos:

• Vástago seco y mucha temperatura. Puede ser señal de que el pozo no produce.

Confirmar abriendo la válvula de drenaje teniendo un recipiente de manera de asegurar que no se ensucie la cabeza del pozo ni la locación.

• Golpeteo de vástago. Puede ser golpe de fluido, compresión de gas o golpe de

bomba. Asegurarse que tal efecto no provenga de la unidad de bombeo; un golpe suave poco después de iniciar la carrera ascendente es normal y corresponde a la válvula viajera que cierra. Si es golpe de fluido o compresión de gas, ocurrirá en la carrera descendente. Si es golpe de bomba ocurrirá en general al comenzar la carrera ascendente, o comienzo de la descendente si golpea en el punto muerto superior. El mismo se detectará tocando el lateral superior del prensaestopa.

En caso de dudas, parar la unidad de bombeo 15 minutos, si al ponerla en marcha nuevamente no se percibe dicho efecto, será golpe de fluido o compresión de gas. Si el golpe aún persiste con la misma intensidad, el mismo proviene del equipo de bombeo o bien es un golpe de bomba. Si se trata de un golpe de fluido o de gas se reveerá el régimen de bombeo. Si golpea la bomba deberá reespaciarse de inmediato. Es muy importante eliminar estas irregularidades en el bombeo porque producen serios daños en todo el sistema.

2. Válvula de casing.

El casing del pozo debe estar conectado a la línea de producción con su válvula abierta; permanecerá cerrada la válvula que no está conectada a la línea. (válvula opuesta). Salvo que el pozo aporte a un sistema de captación de gas de baja presión, en cuyo caso la situación será inversa. Si las presiones de línea y captación fueran variables y existe la posibilidad de captar por ambas, las mismas pueden estar abiertas, con el correspondiente chequeo de las válvulas de retención para evitar migración de petróleo.

Manual de Producción–- PAE - Argentina

2-VI

3. Presión de bombeo

Es un buen dato para saber si el pozo produce normalmente; si la presión difiere de la habitual las causas pueden ser :

• Alta presión. Puede deberse a deposición de parafina en la línea, falta de

desemulsionante o baja temperatura del fluido en la línea (calentador apagado). En casos especiales, con varios manifolds auxiliares en línea, la perdida de carga mandará sobre la excesiva presión.

• Presión baja o sin presión. Las causas pueden ser:

1. Pérdida en línea de conducción entre el pozo y la estación satélite.

2. Pérdida a través de los tubings dentro del pozo.

3. Pérdida de producción: en tal caso deberán probarse tubings y bomba con equipo portátil en superficie para individualizar la falla y luego ensayar el pozo a la brevedad.

4. Pérdida o fuga de fluido a través de la válvula de retención entre el casing y la línea de conducción (flow line), por lo tanto el fluido se encuentra recirculando al casing del pozo, en tal caso, cerrar la válvula manual y verificar si la presión de bombeo sube.

4. Condiciones de bombeo.

La temperatura de la línea puede indicarnos si el pozo está produciendo, especialmente en aquellos de alta producción de fluido. Deberá controlarse si el régimen de bombeo (G.P.M.) es el que corresponde al pozo. Referente al balanceo del equipo, algunas veces puede ayudarnos para el control de la producción; cuando el pozo pierde producción el nivel de fluido sube y en consecuencia el equipo se desbalancea (exceso de contrapeso), no obstante salvo casos evidentes deberá ensayarse el pozo.

POSIBLES CAUSAS DE LA PÉRDIDA DE PRODUCCIÓN DE UN POZO MEDIDAS A ADOPTAR.

Hemos tratado de esquematizar en las Figuras 1-VI, 2-VI, 3-VI, 4-VI y 5-VI, tanto las causas como las medidas correctivas a emplearse en el caso de pérdidas de producción. El esquema de la Fig. 1-VI señala las principales causas y los elementos de juicio más inmediatos para detectarlos. Los diagramas dinamométricos se deben verificar con la interpretación electrónica de las cargas en el fondo, desarrollado en el Capítulo II. No nos detendremos a analizarlos individualmente, no obstante debemos señalar dos puntos:

• La declinación natural del pozo no supone en realidad pérdida de producción sino

una caída de la misma debida al agotamiento de la presión de las capas


3-VI

petrolíferas. En consecuencia, no puede remediarse mejorando las condiciones de bombeo.

• Se señala el caso de llenado incompleto del barril debido a alguna obstrucción, o compresión de gas, que impide la entrada de fluido en la bomba, porque la carta dinamométrica que se obtiene es similar a la de golpe de fluido por falta de nivel y puede llevar a confusiones.

La diferencia que se observa es que cuando es golpe de fluido por falta de nivel, el

sonolog indicará niveles bajos y el dinamómetro mayor peso de fluido. En cambio cuando se debe a una obstrucción el sonolog indicará niveles altos y el dinamómetro menor peso de fluido.

Con frecuencia los niveles de sonolog no son representativos debido a la formación

de espuma, en consecuencia cuando el dinamómetro indique golpe de fluido y el nivel por sonolog sea alto, para salir de dudas puede efectuarse alguna de las siguientes pruebas: a) Colocar el pozo en ensayo con el gráfico de la descarga de barriles funcionando

correctamente. Después de algunas horas y continuando el pozo en ensayo, agregar fluido al casing del pozo y observar el gráfico.

• Si la descarga de barriles se acelera no hay obstrucción alguna en la bomba

ni en el tubing y el pozo tiene golpe de fluido por falta de nivel. En consecuencia no será necesario tomar ninguna medida correctiva salvo bajar los golpes o cambiar la carrera.

• Si la descarga de barriles permanece constante, quiere decir que el fluido que agregamos por el casing no llega hasta la bomba, en consecuencia la pérdida de producción se debe a que existe una obstrucción en algún punto. Esto ya nos ha ocurrido en algunos pozos y en general la causa fue el ancla obstruída con arena o arcilla (el ancla en esos casos trabaja como packer).

Observaciones: una pérdida leve en la cañería de producción entre la bomba y la boca de pozo puede ser causa de pérdida de producción del pozo; esta falla puede quedar disimulada cuando se le agrega fluido por el espacio anular, ya que al aumentar el nivel disminuye el peso de fluido sobre la bomba, por lo tanto, disminuye la presión diferencial entre el interior del tubing y el espacio anular; en estas condiciones, la falla del tubing (fisura u orificio o pérdida en roscas) puede no producir fuga de fluido. Por lo tanto, en superficie se observa un incremento en la descarga de barriles.

b) Tomar otro dinamómetro, mientras se está agregando fluido por casing:

Si el golpe de fluido desaparece el pozo no tiene nivel.

Si el golpe de fluido no desaparece existe una obstrucción en algún punto. En los siguientes esquemas se indican la secuencia de controles que deben efectuarse para determinar las causas de las pérdidas de producción.


4-VI

Figura 1-VI


5-VI

Figura 2-VI


6-VI

Figura 3-VI


7-VI

Figura 4-VI


8-VI

Figura 5-VI


9-VI

OTRAS MEDIDAS A APLICAR

1. Golpear y reespaciar la bomba. Una de las causas de pérdida parcial o total de la producción de un pozo es el

bloqueo por gas, para lo cual pueden efectuarse las maniobras de golpear y reespaciar la bomba. Una forma rápida de desbloquear la bomba es reducir el espaciamiento hasta que el "rod coupling" toque el "rod guide" consiguiendo de esta forma que el pistón esté en el extremo inferior de la bomba y la comprensión del gas, eleve la presión, para que abra la válvula viajera (T.V.) (el golpe se siente en el vástago). Si la bomba está bien espaciada deberá golpear aumentando la velocidad de bombeo del equipo (en no más de dos G.P.M.y con motor a explosión), si no ocurre así se debe proceder en la forma que se indica:

a. Parar el bombeador 20 pulgadas antes de terminar la carrera descendente y

luego colocar el soporte del vástago, para evitar que el peso de la sarta actúe en el prensaestopa.

b. Instalar una grampa auxiliar en el vástago a 10" del prensaestopa. c. Accionar el bombeador hasta dejar la columna colgada de la grampa auxiliar y el

estrobo libre. Frenar el equipo. d. Aflojar la grampa del estrobo y subirla de 2" a 4". e. Subir el balancín hasta colgar la columna del estrobo. f. Sacar la grampa auxiliar y poner en bombeo. Si el pozo no golpea repetir toda la operación tantas veces como fuese necesario. Cuando golpee efectuar los pasos (a), (b) y (c), luego aflojar la grampa superior y ubicarla unas 2" más abajo, con esto la operación quedará concluída. Si no se cuenta con suficiente vástago sobre la grampa se puede enroscar un trozo auxiliar de maniobras en la primera intervención de pulling se agregará a la sarta trozos de varillas. En los pozos que tienen instaladas bombas de tubing, "no efectuar la maniobra de golpear la misma". Si la bomba no golpea lo más probable es que no haya continuidad en la columna y el pozo esté en pesca. En el caso de tener instalado un vástago cromado reespaciar la bomba utilizando un camión con pluma a fin de no dañar la superficie cromada. Otra forma de desbloquear la bomba es agregarle fluido al casing del pozo para que el aumento de presión en el barril provoque la apertura de al válvula viajera (T.V.), liberándose el gas. En caso de dudas recurrir a los esquemas de las figuras ya indicadas para seguir con la operación que corresponda.


10-VI

2. Prueba de tubing

a. Con manómetro.

Este es un control sencillo que se realiza con el pozo en bombeo.

(1) Se instala un manómetro de 0 a 2000 psi en la válvula de drenaje de la armadura del pozo, se abre la válvula y se lee la presión de bombeo.

(2) Se comienza a cerrar lentamente la válvula de la línea observando con

cuidado la lectura del manómetro. Cuando la presión llegue a 1000 psi debe detenerse la unidad de bombeo. En general el aumento de presión una vez cerrada la válvula podrá corresponder a alguno de los tres casos siguientes :

(2)-1-La presión sube rápidamente: este es el caso de los pozos sin gas donde en

general es conveniente que el control lo realicen dos personas para poder parar a tiempo el equipo de bombeo.

(2)-2-La presión sube muy lentamente: es el caso de pozos con gas, en algunos pozos para llegar a las 1000 psi puede llevar más de media hora.

La presión varía durante el ciclo de bombeo pero prácticamente no sube: suele ocurrir en pozos con gas y con poca producción, en estos casos hay que detener

la unidad de bombeo en el punto que se alcance la máxima presión.

(3) Se controla la presión, si no se mantiene durante 5', hay una pérdida en la instalación.

(3)-1-Si la presión baja rápidamente hasta cero el tubing pierde o bien puede deberse

a que ambas válvulas de la bomba estén en muy malas condiciones.

(3)-2-Si la presión baja lentamente puede haber una pérdida pequeña de tubing o pérdida en el asiento o válvulas de la bomba o perdida en la válvula del puente.

(3)-3-La presión baja pero se estabiliza por encima de la que tiene el pozo cuando

produce normalmente. En este caso puede haber una pequeña pérdida pero que no afecta la producción del pozo.

b. Con equipo de superficie. (motobomba)

En la mayoría de los casos son suficientes para la prueba unos 4 m3 de fluido. Para operar se desconecta el puente de producción y se conecta la bomba de superficie asegurándose que todas las conexiones y el prensaestopa no tengan pérdidas, luego se coloca un manómetro en la válvula de purga de la cabeza del pozo o en la salida de la bomba a continuación de alguna válvula de bloqueo. La operación se efectúa de la forma que se indica :

(1) Bombear el fluido por el tubing hasta que la presión en el manómetro indique

1000 psi y controlar la cantidad de fluido utilizado.


11-VI

(2) Para el bombeo, cerrar la válvula del tubing o de la bomba dependiendo de

donde se encuentre colocado el manómetro y observar la evolución de la presión

(2)-1-Si la presión se mantiene constante el tubing no pierde. Para verificar el funcionamiento de la bomba de profundidad se baja la presión hasta la presión normal de bombeo del pozo y se pone en marcha el equipo. Si el pozo no levanta presión el problema está en la bomba o en las varillas.

(2)-2-Si la presión no llega a 1000 psi o si ésta baja rapidamente indica una pérdida

grande de tubing o bomba. En los casos que no se verifica incremento de presión, existe una pérdida muy grande en el tubing (probable pesca).

(2)-3-Si la presión baja lentamente y llega al valor cero en aproximadamente 10

minutos existe una pequeña pérdida en el tubing o en la bomba.

Si la presión baja: desconectar la boca de pozo de la bomba del equipo y verificar que la pérdida no sea a través de alguna válvula de superficie o a través de la bomba del equipo portátil.

Es común efectuar pruebas en superficie con la unidad de petróleo caliente en operaciones combinadas de circular pozo por inversa y luego probar tubing y bomba, o viceversa.

Cuando se efectúa la prueba de tubing y bomba posterior a la circulación del pozo, es necesario tener en cuenta que el pozo se encuentra lleno, de manera que la presión hidrostática diferencial (interior y exterior del tubing) en el fondo o a la profundidad de la bomba es cero, por lo tanto para simular la presión de trabajo en condiciones normales, es decir con el nivel de fluido en la bomba, se deberá aplicar en superficie una presión mayor sin sobrepasar el límite de las instalaciones de superficie.

En condiciones normales la presión en la salida de la bomba y primer tubing está compuesta por:

PESO DE FLUIDO (COLUMNA HIDROSTÁTICA) + PRESIÓN BOCA DE POZO

El peso de fluido es medido desde el nivel dentro del espacio anular hasta superficie, independientemente de la profundidad de la bomba, por lo tanto el peso de fluido será máximo cuando el nivel de líquido se encuentra en la bomba, y mínimo (cero) cuando se encuentre en superficie (pozo lleno), por ejemplo, posterior a haber circulado con la unidad de petróleo caliente.


12-VI

Ejemplo:

Fluido = agua Bomba a 2.000 mts.

Nivel de fluido anular 2000 m. 1000 m. 0 m.

Presión hidrostática (psi) ± 2940 ± 1470 0

Presión aplicada en superficie 1000 1000 1000

Presión diferencial en la bomba (psi)

± 3940 ± 2470 1000

IMPORTANTE:

Las pérdidas leves en la cañería de producción, entre la bomba y la superficie, las fugas a través de las válvulas de la bomba o el escurrimiento entre el pistón y el barril, o fugas entre el asiento y el anclaje, pueden NO DETECTARSE cuando se agrega fluido al espacio anular, esto es, como ya se explicó, debido a que disminuye la presión hidrostática DIFERENCIAL ya que disminuye el PESO DE FLUIDO. Cuando se llena el pozo por espacio anular, la presión diferencial sobre la bomba es prácticamente cero (0); en estas condiciones las pérdidas pequeñas NO SE MANIFIESTAN y se puede observar en superficie que el pozo produce o que incrementa la frecuencia de descarga de barriles cuando se ensaya luego de agregar fluido.

Si se efectúa un control continuo del pozo, se observa que pasado un cierto tiempo, nuevamente el pozo deja de producir o pierde parcialmente la producción, esto ocurre cuando la bomba extrae el fluido agregado y baja el nivel en el espacio anular, y nuevamente se manifiesta la falla en el sistema de producción.

Es necesario efectuar un análisis completo de los "síntomas" y las medidas adoptadas para determinar la VERDADERA causa de la pérdida de producción, con el fin de evitar operaciones costosas, como un cambio de bomba innecesario. 3. Cambio de bomba. Los criterios a adoptar para decidir el cambio de una bomba se resumen en la guía práctica que indicamos en el Capítulo de Intervenciones de Pozos.

Antes de cambiar una bomba por pérdida de producción se debe tratar de compensar dicha pérdida con el aumento de la velocidad de bombeo (G.P.M.). De considerarse conveniente cambiar el número de golpes, deberá consultarse con el Supervisor del Area.


13-VI

PROGRAMA DE ENSAYOS

Por lo general las estaciones están equipadas con separadores de ensayo bifásicos, algún trifásico y tanques de ensayo convencionales o separadores de agua libre. Para una buena distribución, en lo posible, se derivará a cada separador / tanque igual número de pozos que en conjunto tengan similar producción de petróleo. Una vez efectuada esta distribución se confeccionará el programa de ensayos, cuyo formulario se indica en la Fig. 6-VI y de acuerdo a la siguiente descripción : a. Se distribuirán los pozos en turnos de ensayos mensuales. b. La ubicación de cada pozo en su turno correspondiente se efectuará en orden

decreciente de acuerdo al valor de producción de petróleo. Referente a este punto, a continuación se indica en forma general la cantidad mínima de ensayos que normalmente debe efectuarse a los pozos.

Producción de petróleo entre 1m3 y 19 m3 una vez por mes. Producción de petróleo mayor de 20 m3 dos veces por mes. Producción de petróleo de pozos nuevos según su evolución y requerimientos de

Ingeniería para su correspondiente completación. (idem para pozos reactivados o reparados).

c. Se distribuirán los pozos en la lista de turnos de ensayos de tal forma que los pozos

de mayor producción se repitan a intervalos regulares. Para llenar el formulario del programa de ensayos de la Fig. 6-VI, tomaremos valores

y pozos imaginarios.

Pozo Petróleo Pozo Petróleo Pozo Petróleo

PX 312 = 70 m3 PX 403 = 19 m3 PX 321 = 8 m3

PX 427 = 7 m3 PX 500 = 15 m3 PX 550 = 5 m3

PX 289 = 25 m3 PX 370 = 60 m3 PX 211 = 12 m3

PX 307 = 2 m3 PX 491 = 32 m3 PX 525 = 58 m3


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Figura 6-VI


15-VI

Como la cantidad de pozos con sus repeticiones superan los turnos (más pozos que días del mes) se podrán ensayar en conjunto, aquellos de escasa producción. Si la producción total fueran menor que la normal se ensayarán individualmente. Es usual la necesidad de ensayos fuera del programa (intervenciones, pozos nuevos, disminución de producción, cambio de golpes, etc.) para tal fin en dicho formulario hay un casillero donde se indicará el pozo y el día de ensayo. Tanto el control del separador de ensayos (calibración) como cualquier cambio en el programa, se deberá anotar en "Observaciones". Las estaciones que cuenten con Tanques Separadores de agua libre para ensayo de pozos con alto porcentaje de agua, pueden considerar su utilización, para pozos con bajo porcentaje, con ayuda de un colchón de agua auxiliar. Para los ensayos a tanque se confeccionará un programa teniendo en cuenta :

1. Producción de petróleo de cada pozo.

2. Porcentaje de agua de los pozos.

3. Capacidad de tanque. Los programas deberán prepararse teniendo en cuenta :

1. Cantidad de separadores/tanques disponibles en la Estación.

2. Cantidad de pozos.

3. Prioridad de ensayo por :

a. producción de petróleo

b. pozos afectados a proyectos de waterflood

c. pozos reparados o nuevos completados

FORMA DE REALIZAR EL ENSAYO - NORMAS GENERALES (1) Al colocar un pozo en ensayo se deberá revisar cuidadosamente que en el manifold

no haya ninguna otra válvula abierta a ese separador. Se recomienda comenzar el ensayo en horas de la mañana.

(2) Mientras se estabiliza el pozo en ensayo se deberá controlar la carrera y (G.P.M.) de

la unidad de bombeo y se tomarán lecturas de presión del tubing y casing. Prestar atención a cualquier anormalidad que pudiera surgir a fin de estar seguros de que el ensayo sea representativo.

(3) En todos los casos se tomarán 20 litros de muestra del fluido en boca de pozo para

determinar posteriormente el porcentaje de agua libre en probetas, "a excepción de aquellos pozos que se ensayen a tanque y en los que se determina el contenido de agua libre por medición directa con pilón y pasta reactiva, o pozos que se ensayan en tanques separadores y de agua libre".


16-VI

(4) El tiempo de duración del ensayo debe ser el mayor posible, preferentemente 24 horas. Si por alguna razón no se realiza el ensayo de 24 horas se deberá evitar en lo posible las fracciones de hora. Avisar a la cuadrilla de mantenimiento mecánico cuál pozo estará en ensayo.

(5) Controlar durante un tiempo prudencial que el funcionamiento de todos los elementos

del separador sea el correcto. Cualquier anormalidad que se detecte en el ensayo o funcionamiento del separador deberá ser solucionada a fines de no perder el ensayo del día.

(6) En cada separador debe colocarse el formulario "Programa de Ensayos" con los

pozos en orden correspondiente y en el cual se indicará la fecha en que se realiza cada ensayo. También será necesario anotar la fecha y el resultado de cada calibración del separador (cada tres meses). Anotando en "Observaciones" del formulario original, cualquier tipo de novedad que sirva para informar la situación presente de ese separador.

(7) Se utilizará un registrador de barriles y en la carta se anotarán los datos obtenidos en

el control de la boca de pozo. Una vez finalizado el ensayo, con la carta de registro de barriles y el porcentaje de agua, se procesará el mismo en el sistema a través del programa INFOPROD. En pozos nuevos, reparados o afectados a recuperación secundaria, se enviará el registro de barriles y el formulario impreso al Departamento de Ingeniería, luego de volcar los datos en el sistema (Infoprod) y a la Carpeta de ensayos correspondiente.(Ver Fig. 7-VI y 7-a-VI). (Esto, mientras el pozo no es completado).

(8) Cuando se efectúen mediciones de gas, las mismas se llevarán a cabo de acuerdo a

un programa preparado por el Departamento de Ingeniería. (9) Es responsabilidad de los supervisores de campo registrar diariamente los datos en

el sistema(Infoprod) y en la carpeta de ensayos, a fin de detectar posibles errores o disminución de la producción que deba tener inmediata intervención.

(10) Una vez al mes el departamento de ingeniería y estadísticas tomará el registro de

todos los ensayos del período, realizados en los Distritos, y así poder emitir los correspondientes Una vez al mes, el Departamento de Ingeniería y Estadísticas tomará el registro de reportes de producción, cerrar el capitulo cuarto, y definir los factores de planta que mostraran los porcentajes de eficiencia logrados .


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Figura 7-VI


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Figura 7-a-VI


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ENSAYOS DE POZOS A TANQUE Estos ensayos se efectúan a aquellos pozos cuya producción de fluido es de alto porcentaje de agua, en especial a pozos afectados a recuperación secundaria, a fin de determinar con mayor aproximación la producción de los mismos. Los tanques utilizados son los comunes de ensayo y los tanques de ensayo separadores de agua libre ya descriptos en el capítulo correspondiente a estaciones satélites. Los ensayos consisten en determinar el contenido del producto del tanque mediante mediciones que se efectúan al iniciar y finalizar cada ensayo. Estas mediciones, como veremos más adelante pueden realizarse aplicando el método de medición de altura o el método de medición de vacío. 1. TANQUES COMUNES DE ENSAYO En los esquemas de la Fig. 8-VI se muestra la forma de medir el volumen de petróleo y agua contenidos en el tanque por el método de vacío. En dichos esquemas se indican: el punto de referencia y la altura del tanque (sondaje); la forma de efectuar las medidas del petróleo y el agua libre en el tanque y los elementos de medición utilizados a tal fin. "El punto de referencia", es una marca efectuada sobre un punto de apoyo inamovible con respecto al fondo del tanque, fácilmente accesible y ubicado en la boca de medición desde la cual son tomadas todas las medidas. "La altura del tanque" (sondaje), es la distancia exacta comprendida desde el fondo del tanque hasta el punto de referencia sobre la boca de medición. Algunos tanques cuentan con un tubo de sondeo para efectuar todas las mediciones a través de él, simplificándose la operación, ya que evita la formación de espuma y el movimiento de la superficie líquida en el espacio a medir. "La primera y segunda medida", son respectivamente los registros de las medidas de petróleo y agua libre contenidos en el tanque al iniciar y finalizar el ensayo. "El corte", es la línea o señal dejada por el petróleo o el agua en el pilón o varilla durante la medición. Los elementos de medición que se utilizan son : Cinta métrica, de acero milimetrada con portacinta que facilita su manejo y cuya argolla de sostén corresponda al cero de la cinta (mediciones de vacío) o que corresponda a un valor de medida tal que el cero esté en la parte inferior del pilón (mediciones de altura).


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Figura 8-VI


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• Pilón, de bronce, rectangular y 240 mm de largo, con lectura en milímetros

desde 80 a 240 usado para mediciones de vacío. En su extremo superior tiene una presilla para enganchar la cinta y un tornillo de regulación que permite regular con precisión la distancia entre el cero de la cinta y 80 mm del pilón. En las mediciones de altura se utiliza un pilón de bronce terminado en punta y 160 mm de largo. En este caso el cero de la cinta se inicia en la punta del pilón.

• Varilla para medición de agua, de bronce, milimetrada, de 500 mm de longitud

mínima y sección circular o cuadrada. • Sacamuestras, consisten en botellas metálicas de un litro de capacidad con

una abertura de boca que permita la extracción del producto y que al llegar a la superficie no lleguen enteramente llenos.

• Pasta reactiva, soluble en agua, es un producto que se extiende sobre la

varilla para la medición de agua libre a fin de hacer visible el corte.

MÉTODOS DE MEDICIÓN Para la determinación del contenido de producto en un tanque pueden utilizarse dos métodos: medición de altura y medición de vacío (Normas Iram - API A 65-2). En nuestra operación utilizamos el método de medición por vacío por ser más confiable ante problemas que pueden ocurrir con el método de altura debido a que el pilón no asiente correctamente en el fondo o que algo obstaculice al mismo; no obstante para conocimiento general describiremos ambos métodos. a. Medición de altura del líquido. Corresponde a la determinación de la distancia desde el fondo del tanque hasta la superficie del líquido. Esta medida da la altura del producto contenido en el tanque. Procedimiento: en la boca de medición se localiza el punto de referencia y se baja la cinta hasta que el pilón toque ligeramente el fondo del tanque. Se mantiene en sentido vertical la cinta en el lugar indicado por el punto de referencia, cerciorándose de que la lectura de la cinta concuerde con el sondaje del tanque. Se levanta la cinta y se lee al milímetro la medida indicada por el corte en la misma. Si la medida no fuera perfectamente clara o mereciese dudas, se repite cuantas veces sea necesario. Por razones de seguridad, al subir o bajar la cinta de medición, ésta debe estar en contacto con el borde de la boca de medición para evitar la posible formación de corriente estática. b. Medición de vacío. Corresponde a la distancia entre la superficie del líquido y el punto de referencia. La medida de la altura del producto se obtiene por diferencia entre la altura del tanque (sondaje) y el espacio medido.


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Procedimiento: en la boca de medición se localiza la marca del "punto de referencia". Se baja la cinta a través de la boca de medición hasta que el pilón toque la superficie del líquido. Se esperan unos segundos hasta que el líquido permanezca inmóvil y se baja lentamente la cinta hasta que la cifra de los centímetros más próxima se encuentre exactamente en la marca del punto de referencia. Se mantiene vertical la cinta y se toma la lectura de ésta. Se levanta la cinta y se anota tanto la lectura observada sobre el punto de referencia como la lectura de la marca del producto en el pilón. Ambas lecturas deben hacerse al milímetro. Si alguna de ambas medidas no fuese perfectamente clara, introduciendo la cinta uno a dos centímetros más. La medida es correcta si el resultado es el mismo en ambas mediciones. c. Medición del agua (interfase) y toma de muestras. La varilla de bronce milimetrada, previamente recubierta por una capa delgada y uniforme de pasta soluble en agua, se introduce en el tanque hasta donde suponemos está la interfase. Cuando estemos buscando el corte o interfase en la primera medida y se utilice un tanque de 80 a 160 m3, normalmente no tendremos más de 30 o 40 cm de fluido en el tanque, lo que nos permitirá ubicar el corte haciendo que la varilla toque prácticamente el fondo. En la segunda medida y si estamos ensayando pozos con 80% o más de agua, nunca tendremos más de 30 o 40 cm de petróleo. Es una buena práctica cuando hacemos la medición de interfase, introducir la varilla hasta cubrirla con fluido. En caso de no ubicarla en el primer intento, se repetirá la medición 10 o 20 cm más abajo y así sucesivamente hasta ubicarla. El tiempo de espera hasta que la pasta actúe es variable según el tipo de pasta que se utilice y la temperatura del fluido. La pasta de importación "Weil" actúa prácticamente al instante. La pasta de origen nacional "Ameroid" tiene un tiempo de espera variable según la temperatura del fluido, generalmente es de 3 a 10 minutos. Finalmente una vez ubicado el corte de agua se procede a tomar la muestra. Se baja la botella al tanque sostenida con una soga, uno de cuyos extremos amarra también el tapón que se deja colocado. En el punto a partir del cual se desea tomar la muestra se da un tirón a la soga para desprender el tapón. Cuando se saquen muestras de corrida se deberá prever que el ingreso de fluido a la botella sea representativo y proporcional al volumen total contenido en el tanque. Para ello debe elevarse la botella a una velocidad constante de manera que la misma no llegue a la superficie completamente llena. d. Normas Generales

(1) Antes de efectuar las mediciones, verificar que la superficie del fluido esté quieta y libre de espuma.

El sondaje del tanque debe controlarse periódicamente; en los tanques que no

tienen tubo de sondeo se deberá observar si al caminar sobre el mismo se produce algún hundimiento en proximidades de la boca de medición, si ello ocurriera se colocará una pasarela sobre el techo para evitar tal movimiento.


23-VI

(2) Antes de efectuar cualquier medición se deberá dejar el contenido del tanque en

reposo el tiempo suficiente para que se separe el agua libre y podamos determinar fácilmente el corte.

(3) Tomar la precaución de que todos los elementos de medición estén bien limpios

antes de comenzar a medir. (4) Para obtener una buena separación de agua dosificar adecuadamente el fluido

con el producto químico correspondiente. (5) Al igual que lo indicado para los ensayos de pozos en el equipo separador, todos

los ensayos a tanque deberán ser registrados en el programa de computadora, completando el formulario (pantalla) donde el cálculo de producción es automático de acuerdo a los datos ingresados. A requerimiento del Departamento de Ingeniería se podrá enviar el formulario impreso.

2. TANQUES DE ENSAYO SEPARADORES DE AGUA LIBRE

Este tanque, a diferencia de los tanques comunes de ensayo, está diseñado para sacar las muestras y efectuar la medición de petróleo a través de un conjunto de tomamuestras ubicado en la zona calibrada superior del mismo (Fig. 9-VI). La medición del fluido que ingresa al tanque se realiza en la zona calibrada inferior que cuenta con un timer que es activado por un par de flotantes ubicados en los extremos de dicha zona.

El conjunto tomamuestras está constituído por un recipiente cilíndrico totalmente comunicado con el tanque y un tubo de muestreo. El tubo se introduce en dicho recipiente y se enrosca por su extremo inferior a una válvula de purga.


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Figura 9-VI


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Normas Generales. 1. Cada ensayo debe comenzar con el tanque vacío. Para ello, una vez finalizado un

ensayo se abrirá la válvula de drenaje de la zona de medición para desalojar el petróleo y luego se abrirá la válvula de drenaje inferior del tanque completando el drenaje del fluido.

Se pueden realizar ensayos con el tanque lleno de fluido, ya sea agua o bien fluido correspondiente a un ensayo anterior de otro pozo, pero en este caso es necesario determinar con precisión la cantidad exacta de petróleo ya contenida en el tanque a fines de efectuar un correcto cálculo(normalmente en estos casos se utilizan pozos con alto porcentaje de agua, de los cuales se aprovecha el agua para llenar el tanque y así acortar considerablemente los tiempos de ensayo.

2. El vertedero se dejará regulado en una posición fija para evitar posibles

inconvenientes en la medición. Esto sucedería si el nivel de interfase alcanza la zona del tanque donde existen accesorios internos, en el cual no es válida la calibración del mismo. Para ello se debe regular dicho vertedero de manera tal que el máximo volumen esperado de petróleo no alcance dicha zona, la que coincide con el nivel de la válvula de purga del tubo tomamuestras.

3. Para obtener una buena separación del agua deberá dosificarse el fluido con el

producto químico correspondiente. 4. Una vez transcurrido el tiempo necesario de ensayo para acumular petróleo en la

zona calibrada superior, el tubo se debe introducir lentamente para minimizar la turbulencia y posible error en el muestreo. Finalizada esta operación se tomará la muestra del contenido total del tubo.

Nota: el agregado de una cantidad medida de kerosene al interior del tubo ayuda a la extracción de la muestra.

5. Una vez obtenidos los datos de laboratorio de la muestra analizada, se registrará el

ensayo en la computadora completando el formulario (Fig. 10-VI). Al igual que los ensayos a separador y a tanque común, la computadora calcula la producción automáticamente en base al siguiente proceso: (Fig. 10a y 10b-VI) a) La muestra obtenida en el tanque se envía a laboratorio para su análisis, en el

cual se determina CANTIDAD DE PETROLEO en la muestra (en cm3). b) Se ingresa este dato en el formulario y se incluye el dato de "kerosene" agregado

para ser tenido en cuenta en el cálculo. c) El programa relaciona los cm3 de petróleo de la muestra dividiendo por el factor

volumétrico del tubo tomamuestras. d) El resultado obtenido, que representa altura en centímetros de petróleo dentro

del tubo y fuera de él, se multiplica por el factor volumétrico del tanque en la zona calibrada, el resultado final es "cantidad de petróleo en el tanque".

Para determinar la producción diaria de fluido se relaciona la distancia conocida de la zona calibrada inferior del tanque (L) en cm. con el factor del tanque (F) en m3/cm y el tiempo registrado por el timer (T) en horas, como se indica:


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Producción fluido =

L x F x 24T

constante x 24T

(m 3 / día )=

Finalmente se calcula la producción diaria de agua y su correspondiente porcentaje de fluido.

Otra forma común de medir el fluido producido por el pozo en ensayo es circular previamente a través de un separador de test, el cual descarga al tanque de ensayo para acumular y luego medir el petróleo producido.

Figura 10-VI


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ENSAYOS DE POZOS A TRAVES DE MEDIDORES MÁSICOS. En algunas estaciones satélites del yacimiento la experiencia de ensayos de pozos con Medidores Masicos ha sido exitosa. Si bien todavía no se ha generalizado y se sigue experimentando también con algunas otras alternativas es importante desarrollar en este capítulo lo que tenemos hasta ahora La medición a través de esta metodología, es alternativa y debido a sus características, brinda precisión, confiabilidad, rapidez y fundamentalmente optimización del tiempo de los integrantes del Equipo de Producción. La selección correcta de los pozos a ensayar, como en el caso de los ensayos a tanque separador, es prioritario para resultados altamente satisfactorios. La relación gas / petróleo en estos casos es determinante. Se deberán elegir aquellos pozos en que este factor sea mínimo y que a través de las instalaciones correspondientes, el remanente que quede sea eliminado en su totalidad. El instrumento instalado con mejor perfomance en el Micro Motion modelo DS 300 de 3”de diámetro. La descripción del mismo esta incluída en el Capitulo de Estaciones Satélites, cuando hablamos de la medición de la producción a la salida de las mismas. (Cap. V ). La capacidad de memoria del instrumento, NOC, permite tener almacenados datos de varios pozos a la vez y de esta forma optimizar su utilización (densidades agua / petróleo). En la instalación del instrumento es imprescindible respetar parámetros que se detallan a continuación: (Observar esquema de instalación tipo en la Figura 11-VI). Un tanque previo (20 m3) calefaccionado y sobreelevado (80 cmts. mínimo) en referencia a los tanques de producción de la estación satélite, eliminará el remanente de gas asociado, si lo hubiera.

Un filtro de protección del medidor, de sólidos y / o impurezas, también previo al medidor y posterior a la salida del tanque.

Una válvula de contrapresion inmediata, después del medidor (es parte del instrumento). Que permitirá mantener el flujo y velocidad de descarga constante.

Revestimiento térmico o calefacción, para mantener temperaturas constantes en época invernal.

Inyección de desemulsionante sobre la línea de flujo, previa al medidor si fuera necesario. En la mayoría de los casos una pequeña cantidad dosificada durante el ensayo ha mejorado la calidad de los mismos. La posibilidad de pasar previamente, el pozo en ensayo, por un separador de los que cuenta la estación, podrá favorecer la medición, aunque no es imprescindible.


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Figura 11-VI


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CONTROL DE LA PRODUCCION - ESTADÍSTICAS

El control estadístico de la producción representa un aspecto muy importante que complementa el trabajo de campo, ya que permite observar gráficamente todo tipo de variaciones en los valores de producción de los pozos, tanto en forma individual como en conjunto. El Líder y su Equipo de Producción tienen la posibilidad de graficar la producción diaria, semanal o mensual de cada uno de los pozos , de las estaciones satélites, del Equipo y de esta manera visualizar variaciones como por ejemplo declinación natural, pérdidas de producción por fallas en los procesos de bombeo, pulling, mantenimiento, influencia de proyectos de recuperación secundaria, pozos nuevos, etc. La estadística, no solo significa CONTROL sino que es una herramienta muy importante que permite prever y solucionar problemas operativos. Dentro de esas herramientas, la incorporación del CHOKE MODEL, permitió a los Equipos medirse permanentemente contra sus propias metas y las de la Compañía, observando su índice de efectividad y vincularlo rápidamente a las oportunidades de mejora desarrolladas por ellos mismos. La producción de petróleo es el OBJETIVO BASICO y principal del supervisor de campo, por lo tanto el gráfico estadístico se convierte en una herramienta de ayuda para un buen control. En las siguientes páginas se pueden observar distintos gráficos correspondientes a las estadísticas de un Equipo de Producción, donde se registran valores de:

• Producción de Petróleo • Pérdidas operativas

• Metas

• Otros.

La revisión periódica de todos estos indicadores hace al seguimiento permanente de los resultados y a los cambios de planes de acción, que harán exitosa la perfomance de los equipos y les mostrará a su vez el esfuerzo realizado.


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PRODUCCIÓN Y CONSUMO DE GAS

El método más usual para el control de la producción y consumo de gas es el de medición con placa orificio. En nuestra operación utilizamos dos tipos de medidores de orificio:

• Medidor con placa orificio y registrador de

presión diferencial y presión estática.

• Medidor con registrador de presión estática (well tester),o con el correspondiente puente de medición, back-presure, y registrador diferencial.

• Medidor con turbina. En la compra a

Camuzzi en yacimiento Cerro Dragón.

MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN DIFERENCIAL Y PRESIÓN ESTÁTICA. Es el método que usamos en el control de la producción de las estaciones satélites, separadores de ensayo, pozos productores de gas, sistema de captación de baja presión y para la medición del consumo en el sistema de distribución. El mismo consiste en intercalar en el conducto una placa orificio para provocar una caída de presión en el flujo de gas y registrar en una carta los valores de presión diferencial y presión estática (Fig. 12-VI). La presión diferencial es la diferencia de los valores de presión medidos en ambos lados de la placa orificio (P1 - P2) normalmente en pulgadas de agua, y la presión estática corresponde al valor medido aguas abajo de la placa (P2) en psi.

• Actualmente en el yacimiento de Cerro Dragón calculamos el balance de caudal de gas en forma electrónica , midiendo sobre la placa orificio la presión diferencial y manométrica, y a 60cm. aguas debajo de la misma, la temperatura de la vena de fluido. (En todos los casos con transmisores electrónicos con salida en lazo de 4 a 20 ma). Estas señales son colectadas en la unidad terminal remota(RTU) y esta a través de su CPU calcula el caudal de gas según la norma que impone el AGA3. Este caudal de gas se transmite luego a la central del sistema S.C.A.D.A (System Control


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And Data Adquisicion) ubicado en el campamento Cerro Dragón cada 10 min. Graficándose en el Software existente para su Visualización (FIX-DYNAMICS). Lo particular de este sistema de Transmisión y en función a la superficie del yacimiento Cerro Dragón, es que permite actualizar a distancia (en forma remota) las dimensiones de la placa orificio sobre el algoritmo de calculo existente en la R.T.U , ya que periódicamente el supervisor de producción modifica dichas dimensiones (diámetro de la placa orificio) en función de las condiciones operativas del momento.

COMPONENTES DEL SISTEMA DE MEDICIÓN. 1. Placa orificio. Se fabrican en distintos diámetros y dimensiones generales de acuerdo

a las especificaciones AGA, N° 3. La Norma establece que el borde aguas arriba del orificio debe ser construido en ángulo recto, sin contornos redondeados. Además indica los valores de espesor que deben tener las placas para los distintos diámetros de tubería y el espesor del borde aguas arriba del orificio. Este último no deberá exceder de: 1/50 del diámetro de la tubería (D) y 1/8 del diámetro del orificio (d), adoptándose el menor espesor que resulte de ambos requerimientos. Por tal motivo es que algunas placas cuyo espesor supera el espesor requerido para el borde del orificio, son biseladas o rebajadas para lograr reducir el borde al valor establecido en la Norma.

• Haga el Análisis de su tarea antes de su Ejecución.

• Ejecute los Permisos de Trabajo.


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Figura 12-VI


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Otra especificación importante de AGA, para minimizar los errores en la medición es que la relación entre el diámetro del orificio y el diámetro interior del tubo medidor no debe superar los límites de 0.15 y 0.70. Esta relación de diámetros (d/D) se denomina Factor Beta. En la Tabla I-VI se indican los valores calculados de la relación Beta que cumplen con la condición impuesta por los límites 0.15 - 0.70. Así por ejemplo los diámetros de orificio mínimo y máximo que podemos utilizar en un puente de tubería de 3" son respectivamente 1/2" y 2-1/8".

TABLA I-VI -VALORES DE LA RELACION ββ: 0.15 A 0.70

(Medidas en pulgadas) * diámetro nominal ** diámetro interior

DIAMETRO DIAMETROS DE TUBERIA PESO STANDARD

DE * 2 3 4 6

ORIFICIO ** 2.067 3.068 4.026 6.065

3/8 0.375 0.181 1/2 0.500 0.242 0.163 5/8 0.625 0.302 0.204 0.155 3/4 0.750 0.363 0.244 0.186 7/8 0.875 0.423 0.285 0.217

1 1.000 0.484 0.326 0.248 0.165 1-1/8 1.125 0.544 0.366 0.279 0.185 1-1/4 1.250 0.605 0.407 0.310 0.206 1-3/8 1.375 0.665 0.448 0.341 0.227 1-1/2 1.500 0.489 0.372 0.247 1-5/8 1.625 0.529 0.403 0.268 1-3/4 1.750 0.570 0.434 0.288 1-7/8 1.875 0.611 0.465 0.309

2 2.000 0.652 0.496 0.330 2-1/8 2.125 0.693 0.527 0.350 2-1/4 2.250 0.558 0.371 2-3/8 2.375 0.589 0.391 2-1/2 2.500 0.620 0.412 2-5/8 2.625 0.652 0.433 2-3/4 2.750 0.683 0.453 2-7/8 2.875 0.474

3 3.000 0.494 3-1/4 3.250 0.536 3-3/8 3.375 0.556 3-1/2 3.500 0.577 3-5/8 3.625 0.597 3-3/4 3.750 0.618 3-7/8 3.875 0.638

4 4.000 0.659 4-1/4 4.250 0.700


41-VI

2. Porta-orificios. En nuestra operación utilizamos dos tipos: el de bridas (Fig. 13-VI) y el porta-orificios "Daniel Senior" (Fig. 14-VI). La ventaja de este último es que permite reemplazar la placa orificio sin interrumpir el flujo, eliminándose así el uso de by-pass. La brida porta-orificios tiene dos agujeros roscados diametralmente opuestos; de acuerdo a la posición que ilustra la Fig. 13-VI los dos de la parte superior se utilizan para conectar el registrador de presiones (Foxboro) y los inferiores para purgar el tubo medidor.

Los agujeros del tubo medidor para las conexiones de presión deben ser de 1/2" para tubos de 4" o mayores, de 3/8" para tubos de 3" y de 1/4" para tubos de 2". Al instalar las placas orificio deberá observarse la posición: normalmente vienen marcadas en una de sus caras "inlet" (entrada), en este caso colóquese con dicha cara aguas arriba. Si la placa no tuviera marca de posición y una de sus caras tiene el orificio biselado o con un rebaje de espesor, debe instalarse con esta cara del lado de aguas abajo.

La función del porta-orificios es mantener la placa en el centro del conducto, normalmente las placas se corresponden con sus bridas por lo que el centrado de las mismas es inmediato (al ajustar las bridas apretar los espárragos en forma uniforme para evitar deformar la placa). En la Fig. 14-VI se describen las partes componentes del porta-orificios "Daniel" utilizado en nuestras operaciones en los separadores de ensayo y en puentes para la medición de las producciones y consumos. La operación del mismo se efectúa de acuerdo a lo que se indica:


42-VI

BRIDAS PORTA ORIFICIO

Figura 13-VI


43-VI

PORTA ORIFICIO DANIEL “SENIOR”

Figura 14-VI


44-VI

Extracción de placa orificio. a. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9), máximo dos vueltas. b. Abrir la válvula de compuerta (8), comunica a ambas caras. c. Girar el eje del piñón inferior (7), levanta la placa primer tramo. d. Girar el eje del piñón superior (6), levanta la placa segundo tramo. e. Cerrar la válvula de compuerta (8). f. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9). g. Abrir la válvula de venteo (5), queda sin presión la cámara superior. h. Lubricar con la grasera (10), lubrica la guía. i. Aflojar los pernos de fijación (1), sin sacar la placa de fijación (2). j. Girar el eje del piñón superior (6), la placa orificio al ascender suelta el conjunto

empaquetadura y tapa (3, 4). k. Sacar la pieza de fijación (2) y el conjunto (3, 4).

Instalación de la placa orificio. a. Cerrar la válvula de venteo (5). b. Colocar la placa orificio y girar el piñón superior (6) hasta que la placa apoye

suavemente en la válvula de compuerta (8). c. Colocar el conjunto (3, 4), la placa de fijación (2) y ajustar los pernos (1). d. Abrir la válvula ecualizadora de presiones (9). e. Abrir la válvula de compuerta (8). f. Girar el piñón superior (6). g. Girar el piñón inferior (7), asienta la placa orificio en su posición de trabajo. h. Cerrar la válvula de compuerta (8). i. Cerrar la válvula ecualizadora de presiones (9). j. Abrir la válvula de venteo (5).


45-VI

k. Lubricar la guía. l. Cerrar la válvula de venteo (5).

3. Tubo medidor. Lo constituye la parte recta del puente de medición ubicado a ambos lados de la placa orificio. Es importante que el flujo de gas circule por el tubo medidor con la menor perturbación posible a fin de obtener mayor exactitud en la medición. Para esto se requiere una longitud recta mínima sin restricciones a ambos lados de la placa orificio. Estas longitudes se expresan generalmente en diámetros de la tubería de medición y dependen del tipo y disposición de los elementos que forman el puente de medición (codos, reducciones, válvulas, etc.) y de la relación Beta .

En la publicación N° 3 de AGA se indican distintos esquemas de instalación con sus respectivas acotaciones de distancias mínimas, las que para Beta= 0,70 van de 12 a 39 diámetros de tubería para el tramo de aguas arriba de la placa orificio y de 5 diámetros de tubería para el tramo de aguas abajo. En caso que se requiera la construcción de un puente de medición o que exista la duda sobre una instalación realizada, deberá consultarse con el Departamento de Ingeniería

4. Accesorio para registro de temperatura. Deberá ser instalado aguas abajo de la placa

orificio a continuación de la distancia mínima requerida y no más de 20 diámetros de tubería desde la placa (AGA N° 3).

5. Registrador de presiones. En nuestra operación utilizamos el registrador de presiones

diferencial y estática, en sus dos modelos de caja circular y rectangular. Los registros de presión se efectúan con dos plumas sobre una carta circular impulsada por un reloj. La pluma que registra la presión diferencial recibe el movimiento de un medidor de diafragmas y la de presión estática de un tubo bourdon.

Las cartas que utilizamos están impresas en períodos de tiempo de 24 horas ó 7 días y en escala de presiones normalmente de : 0-100 pulgadas de agua para presión diferencial y 0-150 psi para presión estática. El medidor de presión diferencial del instrumento es del tipo de diafragmas (modelo 37) fabricado por Foxboro, en la 15-VI se muestra un esquema del mismo con la indicación de sus partes. El sistema constituído por los diafragmas, el pasaje entre ellos y el cuerpo central está lleno de líquido. Un compensador de temperaturas bimetálico ajusta la capacidad de dicho sistema a la variación de volumen que experimenta el liquido por cambios en la temperatura ambiente.

Al actuar la presión aguas arriba de la placa orificio (Pl) el diafragma compensador se

comprime desalojando parte del líquido que expande al diafragma de rango. La deformación de este diafragma es resistido por la presión aguas abajo de la placa (P2) y la tensión del resorte, cuya característica determina el rango del instrumento. Como resultado tendremos un movimiento lineal del diafragma compensador que es proporcional a los cambios de presión diferencial (Pl-P2); dicho movimiento es transmitido al mecanismo de registro por el conjunto: brazo de vinculación y palanca impulsora.


46-VI

Este medidor tiene además un tornillo de regulación para amortiguar excesivas fluctuaciones de la presión diferencial, el mismo está ubicado en la parte superior del medidor (Fig 16-VI). En caso de requerirse, debe quitarse la tapita protectora y girar el tornillo en la dirección que corresponda para obtener el grado deseado de amortiguación. El medidor de presión estática como se mencionó al principio, está constituido por un tubo bourdon en forma de espiral que se conecta aguas abajo de la placa orificio. Por efecto de la presión, el bourdon se deforma y este movimiento es transmitido por un brazo al mecanismo de registro.

FORMA DE OPERAR EL REGISTRADOR DE PRESIONES

Al comenzar el registro.

a. Las válvulas de paso (1, 2) y de venteo (3) deben estar abiertas. Las válvulas de paso (4 y 5) deben permanecer cerradas. (Fig. 15-VI).

b. Dar cuerda al reloj y ajustarlo al intervalo deseado.

c. Colocar la carta de registro y controlar el estado de las plumas.

d. Ajustar la pluma de presión estática al cero de la carta. Para ello regular el tornillo del brazo de la pluma (Fig. 16a-VI).

e. Ajustar la pluma de presión diferencial al cero de la carta, para lo cual se cierra la válvula de venteo (3) y se abre la válvula de paso (4); como la válvula (5) está cerrada y las válvulas (1 y 2) están abiertas, la presión (P1) actuará sobre ambos diafragmas. En esta condición ajustar la pluma al cero de la carta con el correspondiente tornillo de regulación (Fig 16a-VI).

f. Abrir la válvula de paso (5) y cerrar lentamente la válvula (1), observando si la pluma de presión diferencial se ubica en proximidades del punto medio de la escala de la carta (en lo posible el registro debe estar entre 40 y 60 pulgadas de agua).


47-VI

ESQUEMA DEL REGISTRADOR DE PRESIONES Y SUS CONEXIONES AL PUENTE DE MEDICIÓN.

Figura 15-VI


48-VI

Figura 16-VI


49-VI

Si en esta operación la pluma se aleja mucho en más o menos del punto medio

de la escala, habrá que cambiar la placa orificio por otra de distinto diámetro (más adelante se explicará como seleccionar el diámetro de orificio más conveniente).

Para cambiar la placa, las válvulas (1 y 2) deben estar abiertas, se cierran las válvulas (4 y 5), a continuación se abre la válvula de venteo (3) y una vez instalada la nueva placa orificio se continua con los pasos ya indicados.

g. Una vez logrado el paso (f) se cierra la válvula (2) y se comienza el registro.

Al finalizar el registro.

a. Abrir las válvulas (1, 2).

b. Cerrar las válvulas (4, 5).

c. Abrir la válvula de venteo (3).

Nota: Es importante que la trayectoria de la pluma correspondiente a la presión diferencial siga el arco de carta y a que el programa de cálculo por sistema de "digitalizado" toma el largo del brazo con una longitud fija. Si se varía el largo del brazo la lectura será errónea.

SELECCION DEL DIÁMETRO DE ORIFICIO Y ESTIMACIÓN DEL CAUDAL DE GAS. 1. Selección del diámetro del orificio. Con la regla Daniel (Fig. 17-VI), podemos

seleccionar el diámetro de orificio que nos permita obtener un registro de presión diferencial en un rango determinado, de esta manera evitamos probar con distintos orificios hasta encontrar el que nos de el valor de presión diferencial que deseamos. Para ello debemos conocer los siguientes datos : - caudal estimado de gas a medir, en pie3/hora. - diámetro del tubo medidor, en pulgadas. - presión manométrica del sistema, en psi. - temperatura estimada del gas (podemos adoptar un valor promedio de 60°F). - gravedad específica del gas (0,6 valor promedio en nuestro yacimiento).


50-VI

Figura 17-VI


51-VI

Procedimiento. Para nuestro ejemplo supongamos los siguientes datos

- caudal estimado = 17.000m3 / d *1

0,6825.000pie3 / hora=

- diámetro tubo medidor = 4"

- presión del sistema = 30 psi

- temperatura estimada = 60 °F

- valor de presión diferencial deseado: 50" de agua

(1) Ver Fig. 17-VI; desplazamos la regla superior (1) y hacemos coincidir el valor de 25.000 pie3/hora (flow rate) con el valor de la presión diferencial (50"), que está indicado en la escala fija superior. (2) Desplazamos la regla intermedia (2) hasta hacer coincidir el valor de la presión del sistema 30 psi (gauge pressure) con el diámetro del tubo medidor 4", que esta indicado en la regla superior . (3) Desplazamos la regla inferior (3) y hacemos coincidir el valor de la gravedad específica del gas 0,6 con el valor de la temperatura 60 °F, que está indicada en la regla intermedia (4) Con la regla (1) en esa posición leemos el valor de la relación β en la escala superior de la misma: 0,35. Finalmente buscando en la Tabla 1-VI para un tubo medidor de 4" de diámetro nominal, el valor de β más aproximado es (0,341) y encontramos el orificio a utilizar : 1-3/8" de diámetro.

2. Estimación del caudal de gas. Para estimar el caudal de gas con la regla "Daniel"

procedemos en forma inversa a lo explicado para seleccionar el diámetro de la placa orificio.

Supongamos el siguiente ejemplo donde en la carta de registro de presiones, como lectura promedio, tenemos:

presión diferencial: 60" agua

presión estática: 50 psi

diámetro placa orificio: 4”

diámetro placa orificio: 2”

temperatura promedio gas: 60 °F


52-VI

gravedad específica gas: 0.6

Procedimiento. De la Tabla 1-VI buscamos la relación β = 0.496.

(1) En la regla "Daniel", desplazamos la regla inferior hasta hacer coincidir 0.50 (0.496) con la flecha indicativa correspondiente a orificios con bridas. (2) Desplazamos luego la regla intermedia hasta hacer coincidir el valor de la

temperatura del gas 60 °F con el valor de la gravedad específica (0.6), que está indicado en la regla inferior.

(3) Manteniendo la regla intermedia en esa posición desplazamos la regla superior

hasta hacer coincidir el diámetro del tubo medidor 4" con el valor de la presión estática 50 psi que está indicado en la regla intermedia.

(4) Buscamos en la escala fija superior el valor de la presión diferencial 60" y en

correspondencia con éste leemos en la regla (1) el caudal de gas: 70.000 pie3/hora.

Finalmente para calcular el caudal de gas en m3/d multiplicamos por 0.68 (70.000 pie3/hora x 0.68= 47.600 m3/d)

Observaciones: la regla de cálculo Daniel se utiliza solamente cuando se desea estimar el caudal de gas ï n-situ"y donde no se requiere exactitud. Para obtener un cálculo más preciso se utiliza un programa de computadora (llamado calculo de gas), con el cual se calcula el caudal de gas en base a los datos suministrados. Se pueden ingresar a la computadora los valores promedio de presiones y temperatura o bien "digitalizar" la carta que se obtiene con el registrador de campo. Este sistema tiene la ventaja de simplificar y acelerar el cálculo, y elimina las diferencias de interpretación de lecturas de cada usuario, que genera la regla Daniel. También se utiliza para la estimación del orificio a utilizar en una nueva instalación, simulando datos de presión diferencial deseada, caudal aproximado a medir y presión estática del sistema. Jugando con estos valores podemos rápidamente hacer una estimación del orificio a instalar.

OPERACIÓN DEL PROGRAMA

Para el modo de calculo con los valores promedio se ingresan los datos de : diámetro interior del tramo medidor, diámetro del orificio, gravedad especifica del gas, y los valores de presión estática y diferencial leídos en la carta y la temperatura del gas. Luego el programa nos da el valor de caudal correspondiente.

Para el modo de calculo con digitalizador se procede de igual modo hasta el punto donde el programa nos pide el ingreso de los parámetros del equipo medidor(FOXBORO), para luego digitalizar la carta. El programa nos va indicando los pasos a seguir.


53-VI

MODO 1

MODO 2


54-VI

NORMAS GENERALES. (1) Al instalar las placas orificio deberá verificarse su posición y limpieza. Las placas

que se guardan o transportan deberán ser protegidas para evitar que se dañe el borde del orificio.

(2) Verificar que el movimiento de las plumas siga exactamente los arcos de las

respectivas escalas de la carta de registro, así no fuera reemplazarla por otra con el brazo apropiado.

(3) El registro de presión diferencial deberá efectuarse en color rojo y el de presión

estática en color azul. (4) En todos los registros que se efectúen se indicará en la carta los siguientes

datos: • N° de pozo (gas de tubing/casing) estación, sistema al cual corresponde la

medición.

• Fecha y hora de comienzo y final de la medición.

• Registrar el cero en ambas escalas de presión. Diámetro del tubo medidor.

• Rangos de presión diferencial y estática del instrumento.

• Temperatura promedio del gas.

MEDIDOR CON REGISTRADOR DE PRESIÓN ESTÁTICA (WELL TESTER). Este tipo de medidor de orificio está especialmente diseñado para medir bajos caudales de gas a bajas presiones. El medidor consiste en un niple con conexión en un extremo para roscarlo al tramo de cañería del pozo, en el otro extremo se enrosca el portaorificios y en el cuerpo tiene una conexión para tomar la presión del flujo de gas. El medidor de orificio "Well Tester" que utilizamos en nuestra operación es marca "Merla" de 2" de diámetro; el juego de orificios que se emplea normalmente tienen los siguientes diámetros: 1/8"; 1/4"; 3/8"; 1/2"; 3/4"; 1,0"; 1-1/4". Merla fabrica también medidores well tester de otras dimensiones. En la tabla siguiente se indican las características de cada uno de ellos.

Diámetro Longitud Capacidad de Medición Orificio (pulgadas)

2" 6-1/2" 1 MM pié3/d = 28.320 m3/d 1/8; 1/4; 3/8; 1/2; 3/4; 1; 1-1/4

3" 24" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 3/4; 1; 1-1/4; 1-1/2; 2

4" 32" 3 MM pié3/d = 84.960 m3/d 1; 1-1/4; 1-1/2; 1-3/4; 2; 2-1/4; 2-1/2; 2-3/4; 3


55-VI

El instrumento registrador de presión estática, normalmente de marca Foxboro, puede registrar dicha presión en pulgadas de agua, en pulgadas de mercurio o en psi. En nuestra operación contamos con los tres tipos indicados. El registrador de presión se conecta en la conexión que tiene el "well tester", próximo a la tapa portaorificio. La instalación del medidor de orificio "well tester" en la cabeza del pozo o al sistema de ensayo, se efectúa intercalando un tramo de cañería de igual diámetro que el medidor y de un largo mínimo sin restricciones de 5 diámetros de cañería. PROCEDIMIENTO DE CÁLCULO. En esta sección se incluyen las tablas de capacidad (Tablas II-VI; III-VI y IV-VI; con presiones en pulgadas de agua, pulgadas de mercurio y en psi) y las tablas de los factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas (Tablas V-VI y VI-VI) utilizadas para el cálculo de los caudales de gas cuando se usa un medidor "well tester" de 2" de diámetro. (1)- Con el diámetro del medidor, diámetro de orificio y presión del registro se busca en

las tablas de capacidad el caudal de gas que está expresado en miles de pie3/día. (2)- Se buscan los factores de corrección por temperatura y gravedad específica del gas

en las Tablas. (3)- El caudal de gas real se calcula, es el resultado de : caudal de tablas de capacidad x

factor por temperatura x factor de gravedad específica. Ejemplo: Medidor well tester 2".

Diámetro de orificio : 1"

presión registrada: 18" de agua. De las tablas de capacidad, encontramos Q gas = 110.000 pie3/día. Los valores indicados en las tablas de capacidad son para las condiciones de gravedad específica gas: 0,6 y 60 °F de temperatura. Si en nuestro ejemplo el gas tiene una gravedad específica de 0,72 y una temperatura de registro igual a 70 °F, tendremos:

De tablas factor de corrección por temperatura = 0.9905

factor de corrección por gravedad específica = 0.9129


56-VI

En consecuencia, el caudal de gas reas es:

Q = 110000 pie3/día x 0.9905 x 0.9129 = 99465 pie3/día Para expresar este valor en m3/día, multiplicar por 0.0283.

99465 x 0.0283 = 2814.8 m3/día (4)- Para determinar la relación gas-petróleo "GOR", se mide en tanque el petróleo

producido por el pozo. Si en nuestro ejemplo la producción es 10 m3/día, entonces:

GORm día

m día= =

2814 8 3

10 3281 48

. ( / )

( / ) .


57-VI

TABLA II-VI

Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día

Basado en: 14.65 psi, 60°F - Gr.Esp: 0.60

DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.) Pulg.agua 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .168 .528 1.68 3.56 6.27 14.2 25.8 43.9 69.6 1.2 .184 .578 1.85 3.91 6.87 15.5 28.3 48.0 76.2 1.4 .199 .625 1.99 4.22 7.42 16.8 30.6 51.9 82.3 1.6 .213 .669 2.13 4.52 7.94 17.9 32.7 55.5 88.0 1.8 .226 .709 2.26 4.79 8.43 19.0 34.6 58.9 93.3

2.0 .238 .747 2.37 5.05 8.87 20.0 36.5 62.0 98.5 2.2 .250 .784 2.49 5.29 9.31 21.0 38.3 65.1 103. 2.4 .261 .818 2.61 5.52 9.72 21.9 40.0 67.9 108. 2.6 .272 .852 2.71 5.76 10.1 22.9 41.6 70.7 112. 2.8 .282 .884 2.81 5.98 10.5 23.8 43.2 73.3 116.

3.0 .292 .915 2.92 6.18 10.9 24.5 44.7 76.0 121. 3.2 .302 .945 3.01 6.39 11.2 25.3 46.2 78.5 124. 3.4 .311 .975 3.11 6.58 11.6 26.1 47.6 80.9 128. 3.6 .319 1.00 3.19 6.78 11.9 26.9 48.9 83.3 132. 3.8 .329 1.03 3.28 6.96 12.2 27.6 50.3 85.5 136.

4.0 .338 1.06 3.37 7.14 12.5 28.3 51.6 87.8 139. 4.5 .357 1.12 3.58 7.58 13.3 30.1 54.7 93.1 148. 5.0 .377 1.18 3.71 7.98 14.1 31.6 57.7 98.1 156. 5.5 .396 1.24 3.95 8.37 14.7 33.2 60.5 103. 163. 6.0 .412 1.29 4.12 8.74 15.4 34.7 63.3 107. 170.

6.5 .428 1.34 4.30 9.10 16.0 36.1 65.8 112. 177. 7.0 .444 1.39 4.45 9.45 16.7 37.4 68.3 116. 184. 8.0 .479 1.50 4.76 10.1 17.2 40.0 73.1 124. 197. 9.0 .507 1.59 5.05 10.7 18.8 42.5 77.5 132. 209.

10.0 .533 1.67 5.32 11.3 19.9 44.8 81.6 138. 220.

11.0 .558 1.75 5.60 11.9 20.9 47.2 85.9 145. 231. 12.0 .584 1.83 5.86 12.4 21.9 49.3 89.8 152. 241. 13.0 .610 1.91 6.10 12.9 22.8 51.4 93.6 158. 251. 14.0 .632 1.98 6.33 13.4 23.7 53.3 97.3 164. 260. 15.0 .654 2.05 6.55 13.9 24.5 55.2 101. 170. 270.

16.0 2.11 6.72 14.2 25.1 56.8 103. 176. 278. 17.0 2.18 6.93 14.7 25.8 58.5 106. 181. 287. 18.0(*) 2.24 7.12 15.1 26.6 60.2 110.(*) 186. 295. 19.0 2.30 7.32 15.5 27.3 61.9 113. 191. 303. 20.0 2.36 7.51 15.9 28.0 63.5 115. 196. 311.

(*) Nota: Orificio de 1-1/2" para usar únicamente cuando orificios de menor diámetro no

permiten una correcta medición. Orificio de 1/16" no recomendado.


58-VI

TABLA II-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día

Basado en: 14.65 psi, 60°F - Gr.Esp: 0.60 Presión DIAMETRO ORIFICIO (Pulg.)

Pulg.agua 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 22.0 2.48 7.88 16.7 29.4 66.6 121. 206. 326. 24.0 2.59 8.22 17.4 30.7 69.5 126. 215. 341. 26.0 2.69 8.56 18.1 31.9 72.4 132. 224. 355. 28.0 2.79 8.89 18.8 33.2 75.1 137. 233. 368. 30.0 2.89 9.20 19.5 34.3 77.8 141. 241. 381.

32.0 2.99 9.50 20.1 35.5 80.3 146. 248. 394. 34.0 3.08 9.79 20.8 36.5 82.8 151. 256. 406. 36.0 3.17 10.1 21.3 37.6 85.2 155. 264. 418. 38.0 3.25 10.4 21.9 38.6 87.5 159. 271. 429. 40.0 3.34 10.6 22.5 39.6 89.8 163. 278. 440.

42.0 3.42 10.9 23.1 40.7 92.0 167. 285. 451. 44.0 3.50 11.1 23.6 41.6 94.1 171. 291. 462. 46.0 3.58 11.4 24.1 42.5 96.3 175. 298. 473. 48.0 3.66 11.6 24.7 43.4 98.4 179. 304. 482. 50.0 3.73 11.9 25.2 44.3 100. 183. 311. 493.

52.0 3.81 12.1 25.7 45.2 102. 186. 317. 502. 54.0 3.88 12.3 26.2 46.1 104. 190. 323. 511. 56.0 3.95 12.6 26.6 46.9 106. 193. 329. 521. 58.0 4.02 12.8 27.1 47.8 108. 197. 335. 530. 60.0 4.09 13.0 27.6 48.6 110. 200. 340. 539.

62.0 4.16 13.2 28.0 49.4 112. 203. 346. 549. 64.0 4.23 13.4 28.5 50.2 114. 207. 352. 557. 66.0 1.28 13.6 28.9 50.9 115. 210. 357. 565. 68.0 4.35 13.9 29.4 51.7 117. 213. 362. 575 70.0 4.42 14.1 29.8 52.4 119. 216. 368. 583.

72.0 4.48 14.3 30.2 53.2 120. 219. 373. 74.0 4.54 14.4 30.6 53.9 122. 222. 378. 76.0 4.60 14.6 31.0 54.7 123. 225. 383. 78.0 4.66 14.8 31.4 55.3 125. 228. 388. 80.0 4.72 15.0 31.8 56.1 127. 231. 393.

82.0 4.78 15.2 32.2 56.8 128. 233. 398. 84.0 4.84 15.4 32.6 57.4 130. 236. 403. 86.0 4.90 15.5 33.0 58.1 131. 239. 407. 88.0 4.96 15.7 33.4 58.8 133. 242. 412. 90.0 5.01 15.9 33.8 59.5 134. 244. 417.

92.0 5.06 16.1 34.1 60.1 136. 247. 422. 94.0 5.12 16.3 34.5 60.8 137. 250. 426. 96.0 5.17 16.4 34.9 61.5 139. 253. 431. 98.0 5.23 16.6 35.2 62.1 140. 255. 435. 100.0 5.28 16.8 35.6 62.7 142. 258. 439.


permiten una correcta medición.


59-VI

TABLA III-VI



Pulg.Mercurio 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .595 1.91 6.23 13.2 23.1 52. 96. 162. 258. 1.1 .626 2.01 6.53 13.8 24.2 55. 100. 170. 271. 1.2 .657 2.11 6.83 14.5 25.2 58. 105. 178. 283. 1.3 .682 2.19 7.14 15.1 26.3 60. 109. 185. 295. 1.4 .704 2.26 7.37 15.6 27.4 62. 113. 192. 306.

1.5 .735 2.36 7.67 16.3 28.4 64. 117. 199. 317. 1.6 .754 2.42 7.89 16.7 29.5 67. 12. 206. 328. 1.7 .779 2.50 8.11 17.2 30.5 69. 125. 12. 338. 1.8 .807 2.59 8.41 17.9 31.6 71. 129. 219. 348. 1.9 .825 2.65 8.63 18.3 32.6 73. 132. 225. 358.

2.0 .850 2.73 8.86 18.8 33.7 75. 136. 231. 367. 2.2 .891 2.86 9.31 19.8 34.7 78. 143. 242. 386. 2.4 .928 2.98 9.69 20.5 35.8 82. 149. 253. 403. 2.6 .972 3.12 10.1 21.5 37.9 85. 155. 264. 420. 2.8 1.006 3.23 10.5 22.3 38.9 89. 161. 274. 445.

3.0 1.044 3.35 10.9 23.1 40.0 92. 167. 284. 451. 3.2 1.081 3.47 11.3 23.9 43.1 95. 173. 293. 467. 3.4 1.115 3.58 11.6 24.7 44.2 98. 179. 303. 482. 3.6 1.146 3.68 11.9 25.3 45.2 101. 184. 312. 497. 3.8 1.180 3.79 12.3 26.2 46.3 104. 189. 321. 510.

4.0 1.212 3.89 12.6 26.8 47.4 107. 194. 330. 524. 4.5 1.290 4.14 13.4 28.5 50.5 113. 206. 350. 558. 5.0 1.361 4.37 14.2 30.1 52.6 120. 218. 370. 589. 5.5 1.433 4.60 14.9 31.7 56.8 126. 229. 389. 619. 6.0 1.495 4.80 15.6 33.2 59.0 132. 240. 407. 648.

6.5 1.561 5.01 16.3 34.6 61.0 137. 251. 425. 676. 7.0 1.626 5.22 17.0 36.0 63.5 143. 261. 442. 704. 8.0 1.741 5.59 18.3 38.6 68.1 154. 280. 475. 756. 9.0 1.853 5.95 19.3 41.2 72.8 164. 298. 506. 806.

10.0 1.971 6.33 20.5 43.8 77.4 173. 316. 536. 854.

11.0 2.071 6.65 21.6 45.9 80.9 183. 333. 565. 899. 12.0 2.181 7.00 22.7 48.3 85.5 192. 349. 593. 944. 13.0 2.271 7.29 23.6 50.4 89.0 200. 365. 620. 986. 14.0 2.374 7.62 24.8 52.7 93.6 209. 381. 646. 1025. 15.0 2.470 7.93 25.8 54.7 97.0 217. 396. 672. 1068.

16.0 8.22 26.8 56.8 100.0 225. 411. 691. 1110. 17.0 8.49 27.6 58.6 104. 233. 425. 721. 1148. 18.0 8.80 28.7 60.8 107. 241. 439. 746. 1185. 19.0 9.08 29.5 62.7 110. 249 453. 769. 1223. 20.0 9.36 30.5 64.6 115. 256. 467. 793. 1262.


permiten una correcta medición. Orificio de 1/16" no recomendado.


60-VI

TABLA III-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día


Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 21.0 9.60 31.2 66.4 118. 264. 481. 816. 1296. 22.0 9.89 32.1 68.4 120. 271. 494 838. 1333. 23.0 10.1 32.9 70.0 123. 278. 507 861. 1370. 24.0 10.4 33.9 71.9 127. 285. 520 883. 1404. 25.0 10.6 34.6 73.6 131. 292. 533. 905. 1440.

26.0 10.9 35.5 75.4 133. 300. 546. 927. 1474. 27.0 11.2 36.4 77.2 136. 306. 559. 948. 1508. 28.0 11.5 37.2 78.9 140. 313. 571. 969. 1540. 29.0 11.7 37.9 80.5 142. 320. 583. 990. 1576. 30.0 11.9 38.7 82.2 145. 327. 596. 1011. 1608.

31.0 12.2 39.6 84.0 150. 334. 608. 1032. 1640. 32.0 12.4 40.5 86.0 152. 340. 620. 1052. 1673. 33.0 12.6 41.2 87.4 155. 347. 632. 1073. 1709. 34.0 12.9 42.0 89.0 157. 353. 644. 1093. 1740. 35.0 13.2 42.7 90.6 160. 360. 656. 1113. 1771.

36.0 13.4 43.5 92.2 164. 366. 668. 1133. 1802. 37.0 13.6 44.2 93.9 167. 373. 679. 1153. 1835. 38.0 13.8 45.0 95.5 169. 379. 691. 1173. 1866. 39.0 14.1 45.7 97.0 172. 386. 703. 1193. 1896. 40.0 14.3 46.4 98.7 175. 392. 714. 1212. 1928.

41.0 14.7 47.5 101. 178. 400. 729. 1240. 1957. 42.0 14.9 48.2 102. 180. 406. 740. 1250. 1990. 43.0 15.1 48.9 104. 184. 413. 752. 1270. 2019. 44.0 15.3 49.6 105. 187. 418. 763. 1300. 2052. 45/0 15.5 50.3 107. 189. 426. 775. 1320. 2080.

46.0 15.7 51.2 108. 191. 431. 787. 1337. 2112. 47.0 15.9 51.9 109. 193. 437. 798. 1348. 2145. 48.0 16.3 52.6 112. 198. 442. 809. 1369. 2172. 49.0 16.5 53.3 113. 200. 450. 819. 1390. 2203. 50.0 16.7 54.1 115. 202. 455. 830. 1411. 2230.

51.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 841. 1422. 2260. 52.0 17.1 55.4 118. 207. 466. 853. 1441. 2293. 53.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 865. 1463. 2320. 54.0 17.6 57.0 121. 213. 480. 877. 1485. 2350. 55.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380.

56.0 18.0 58.3 124. 219. 492. 897. 1527. 2410. 57.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1538. 2440. 58.0 18.4 59.7 126. 224. 504. 918. 1559. 2470. 59.0 18.6 60.4 129. 226. 509. 929. 1578. 2500. 60.0 18.8 61.1 130. 229. 515. 940. 1590. 2530.




61-VI

TABLA III-VI (Cont.) Medidor "Well Tester 2" - caudal: Mpie3/día


Pulg.Mercurio 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 61.0 19.0 61.8 132. 231. 521. 950. 1610. 2555. 62.0 19.2 62.5 133. 235. 526. 962. 1632. 2585. 63.0 19.4 63.1 134. 237. 533. 971. 1653. 2615. 64.0 19.6 63.9 136. 240. 538. 985. 1664. 2640. 65.0 19.9 64.5 137. 242. 545. 993. 1686. 2670.

66.0 20.1 65.3 139. 245. 552. 1000. 1706. 2700. 67.0 20.3 66.0 140. 247. 557. 1010. 1727. 2730. 68.0 20.5 66.7 141. 250. 563. 1020. 1738. 2760. 69.0 20.7 67.4 143. 253. 568. 1040. 1759. 2785. 70.0 20.9 68.0 144. 255. 573. 1050. 1780. 2810.

71.0 21.1 68.8 146. 259. 579. 1055. 1790. 2845. 72.0 21.3 69.4 148. 261. 585. 1062. 1812. 2870. 73.0 21.6 70.1 149. 263. 591. 1072. 1832. 2900. 74.0 21.8 70.7 151. 266. 595. 1083. 1843. 2930. 75.0 22.0 71.6 152. 269. 603. 1094. 1864. 2955.

76.0 22.2 72.2 154. 272. 609. 1104. 1885. 77.0 22.4 72.8 155. 274. 615. 1115. 1907. 78.0 22.5 73.4 156. 276. 619. 1126. 1917. 79.0 22.8 74.1 158. 278. 624. 1136. 1939. 80.0 23.0 75.0 159. 280. 632. 1147. 1959.

81.0 23.3 75.5 160. 284. 636. 1157. 1970. 82.0 23.4 76.0 162. 286. 642. 1168. 1991. 83.0 23.7 77.0 163. 289. 650. 1179. 2011. 84.0 23.9 77.5 165. 291. 654. 1188. 2025. 85.0 24.0 78.1 167. 294. 658. 1198. 2045.

86.0 24.3 79.0 168. 297. 665. 1210. 2065. 87.0 24.4 79.6 169. 299. 670. 1220. 2073. 88.0 24.6 80.2 171. 302. 676. 1230. 2093. 89.0 24.9 81.0 172. 305. 683. 1241. 2116. 90.0 25.1 81.4 173. 307. 687. 1251. 2127.

91.0 25.3 82.3 175. 309. 693. 1262. 2148. 92.0 25.5 82.9 176. 312. 700. 1273. 2170. 93.0 25.7 83.5 177. 313. 704. 1284. 2180. 94.0 25.9 84.3 179. 316. 710. 1294. 2200. 95.0 26.1 84.9 180. 318. 715. 1305. 2222.

96.0 26.3 85.7 183. 321. 722. 1314. 2232. 97.0 26.5 86.3 184. 324. 727. 1325. 2255. 98.0 26.8 87.0 186. 326. 734. 1335. 2275. 99.0 27.0 87.5 187. 329. 739. 1346. 2286. 100.0 27.2 88.3 188. 331. 744. 1357. 2306.




62-VI

TABLA IV-VI



Psig 1/16" 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*)

1.0 .867 2.76 8.95 19.0 33.9 76. 137. 233. 371. 1.5 1.065 3.39 11.02 23.3 41.0 93. 169. 287. 456. 2.0 1.231 3.92 12.7 27.0 47.7 108. 195. 332. 527. 2.5 1.389 4.42 14.3 31.4 53.4 121. 220. 374. 595. 3.0 1.520 4.84 15.7 33.5 59.2 133. 242. 411. 654.

3.5 1.652 5.26 17.1 36.3 64.0 144. 263. 445. 709. 4.0 1.772 5.64 18.5 39.0 68.8 156. 283. 480. 764. 4.6 1.888 6.01 19.5 41.6 73.6 166. 301. 511. 814. 5.0 2.007 6.39 20.7 44.2 78.1 175. 319. 542. 863. 5.5 2.111 6.72 21.8 46.4 81.8 185. 336. 571. 908.

6.0 2.218 7.06 22.9 48.8 86.3 194. 353. 599. 953. 6.5 2.315 7.37 23.9 51.0 90.1 202. 369. 626. 995. 7.0 2.419 7.70 25.0 53.2 94.5 211. 385. 653. 1036. 7.5 2.516 8.01 26.1 55.3 97.8 219. 400. 677. 1080. 8.0 2.608 8.30 27.0 57.3 101. 227. 415. 700. 1123.

8.5 2.699 8.59 28.0 59.3 105. 236. 429. 729. 1160. 9.0 2.793 8.89 29.0 61.4 108. 245. 442. 754. 1198. 9.5 2.884 9.18 29.9 63.4 112. 251. 458. 777. 1237.

10.0 2.969 9.45 30.8 65.3 116. 259. 472. 802. 1274. 11.0 3.142 10.0 32.4 69.4 121. 274. 499. 847. 1348.

12.0 3.299 10.5 34.0 72.6 129. 288. 526. 893. 1420. 13.0 3.456 11.0 35.9 76.3 134. 303. 552. 937. 1490. 14.0 3.644 11.6 37.6 79.7 141. 317. 577. 980. 1559. 15.0 3.801 12.1 39.2 83.2 147. 331. 603. 1023. 1626. 16.0 12.5 40.9 86.8 153. 344. 627. 1064. 1694.

17.0 13.1 42.4 90.0 159. 357. 652. 1105. 1760. 18.0 13.5 43.9 93.3 166. 370. 687. 1146. 1824. 19.0 14.0 45.5 97.2 171. 384. 699. 1187. 1887. 20.0 14.6 47.1 100. 177. 398. 725. 1233. 1949. 21.0 15.1 48.7 104. 183. 411. 749. 1270. 2012.

22.0 15.5 50.2 107. 189. 424. 773. 1316. 2075. 23.0 15.9 51.8 109. 193. 436. 796. 1346. 2140. 24.0 16.5 53.2 113. 200. 449. 817. 1388 2200. 25.0 16.9 54.7 116. 205. 461. 840. 1421. 2258. 26.0 17.3 56.3 119. 211. 473. 965. 1462. 2319.

27.0 17.8 57.7 122. 216. 487. 887. 1506. 2380. 28.0 18.2 59.0 125. 222. 497. 907. 1539. 2441. 29.0 18.6 60.4 129. 226. 510. 930. 1579. 2503. 30.0 19.0 61.9 132. 231. 522. 951. 1612. 2558. 31.0 19.4 63.2 134. 237. 534. 973. 1656. 2619.

- Orificio de 1/16" no recomendado.


63-VI

TABLA IV-VI (Cont.)



Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 32.0 19.9 64.6 137.0 243.0 546.0 994.0 1690. 2675. 33.0 20.3 66.2 140.0 248.0 558.0 1012. 1729. 2737. 34.0 20.7 67.5 143.0 253.0 569.0 1043. 1764. 2798. 35.0 21.2 69.0 147.0 260.0 581.0 1057. 1797. 2858. 36.0 21.7 70.3 150.0 265.0 594.0 1076. 1836. 2916.

37.0 22.1 71.8 153.0 270.0 605.0 1098. 1872. 2976. 38.0 22.5 73.0 155.0 275.0 617.0 1120. 1911. 3036. 39.0 22.9 74.4 158.0 279.0 628.0 1141. 1948. 3095. 40.0 23.3 75.8 161.0 285.0 639.0 1162. 1980. 3155. 41.0 23.8 77.3 164.0 290.0 652.0 1184. 2028. 3215.

42.0 24.2 78.6 168.0 296.0 662.0 1205. 2056. 3274. 43.0 24.5 80.0 170.0 301.0 674.0 1226. 2085. 3334. 44.0 25.0 81.2 173.0 306.0 685.0 1247. 2122. 3394. 45.0 25.4 82.7 176.0 311.0 697.0 1269. 2163. 3454. 46.0 25.8 83.9 178.0 315.0 708.0 1291. 2194. 3513.

47.0 26.2 85.5 182.0 320.0 720.0 1312. 2229. 3573. 48.0 26.8 86.8 185.0 326.0 732.0 1333. 2271. 3633. 49.0 27.2 88.3 188.0 331.0 744.0 1357. 2306. 3692. 50.0 27.6 89.7 191.0 337.0 756.0 1379. 2341. 3752. 51.0 28.0 91.1 193.0 342.0 767.0 1401. 2377. 3811.

52.0 28.5 92.5 196.0 347.0 779.0 1422. 2413. 3871. 53.0 28.9 93.9 199.0 352.0 790.0 1444. 2449. 3931. 54.0 29.3 95.3 202.0 357.0 802.0 1466. 2485. 3991. 55.0 29.7 96.7 205.0 362.0 814.0 1488. 2522. 4051. 56.0 30.2 98.1 208.0 367.0 825.0 1509. 2558. 4110.

57.0 30.6 99.5 211.0 373.0 837.0 1531. 2594. 4170. 58.0 31.0 100.9 214.0 378.0 848.0 1553. 2630. 4230. 59.0 31.5 102.3 217.0 383.0 860.0 1573. 2666. 4289. 60.0 31.9 103.6 220.0 388.0 872.0 1596. 2702. 4349. 61.0 32.3 105.0 223.0 393.0 883.0 1618. 2738. 4409.

62.0 32.8 106.4 226.0 398.0 895.0 1639. 2774. 4468. 63.0 33.2 107.8 229.0 403.0 906.0 1661. 2810 4528. 64.0 33.6 109.2 232.0 409.0 918.0 1683. 2846. 4588. 65.0 34.0 110.6 235.0 414.0 930.0 1705. 2883. 4647. 66.0 34.5 112.0 238.0 419.0 941.0 1726. 2919. 4707.

67.0 34.9 113.4 241.0 424.0 953.0 1748. 2955. 4767. 68.0 35.3 114.8 244.0 429.0 965.0 1770. 2991. 4827. 69.0 35.8 116.2 247.0 434.0 976.0 1791. 3027. 4886. 70.0 36.2 117.5 250.0 440.0 988.0 1813. 3063. 4946. 71.0 36.6 118.9 252.0 445.0 999.0 1835. 3099. 5006.


64-VI

TABLA IV-VI (Cont.)



Psig 1/8" 1/4" 3/8" 1/2" 3/4" 1" 1-1/4" 1-1/2"(*) 72.0 37.1 120.3 255. 450. 1011. 1856. 3135. 5065. 73.0 37.5 121.7 258. 455. 1023. 1878. 3171. 5125. 74.0 37.9 123.1 261. 460. 1034. 1900. 3207. 5185. 75.0 38.3 124.5 264. 465. 1046. 1922. 3244. 5245. 76.0 38.8 125.9 267. 470. 1057. 1943. 3280. 5304.

77.0 39.2 127.3 270. 476. 1069. 1965. 3316. 5364. 78.0 39.6 128.7 273. 481. 1081. 1987. 3352. 5424. 79.0 40.1 130.1 276. 486. 1092. 2008. 3388. 5483. 80.0 40.5 131.4 279. 491. 1104. 2030. 3424. 5543. 81.0 40.9 132.8 282. 496. 1115. 2052. 3460. 5603.

82.0 41.4 134.2 285. 501. 1127. 2073. 3496. 5662. 83.0 41.8 135.6 288. 506. 1139. 2095. 3532. 5722. 84.0 42.2 137.0 291. 512. 1150. 2117. 3568. 5782. 85.0 42.7 138.4 294. 517. 1162. 2139. 3605. 5842. 86.0 43.1 139.8 297. 522. 1174. 2161. 3641. 5901.

87.0 43.5 141.2 300. 527. 1185. 2182. 3677. 5961. 88.0 43.9 142.6 303. 532. 1197. 2204. 3713. 6021. 89.0 44.4 144.0 306. 537. 1208. 2225. 3749. 6080. 90.0 44.8 145.3 309. 543. 1220. 2247. 3786. 6140. 91.0 45.2 146.7 312. 548. 1232. 2269. 3821. 6200.

92.0 45.7 148.1 314. 553. 1243. 2290. 3857. 6259. 93.0 46.1 149.5 317. 558. 1255. 2312. 3893. 6319. 94.0 46.5 150.9 320. 563. 1266. 2334. 3929. 6379. 95.0 47.0 152.3 323. 568. 1278. 2356. 3966. 6439. 96.0 47.4 153.7 326. 573. 1290. 2377. 4002. 6498.

97.0 47.8 155.1 329. 579. 1301. 2399. 4038. 6558. 98.0 48.2 156.5 332. 584. 1313. 2421. 4074. 6618. 99.0 48.7 157.9 335. 589. 1324. 2442. 4110. 6677. 100.0 49.1 159.2 338. 594. 1336. 2464. 4146. 6737.


65-VI

TABLA V-VI FACTOR CORRECCION TEMPERATURA

FACTOR = T+º460

520

Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor Temp °F Factor

20 1.0408 65 0.9952 110 0.9551 155 0.9195 21 1.0398 66 0.9943 111 0.9543 156 0.9187 22 1.0387 67 0.9933 112 0.9534 157 0.9180 23 1.0376 68 0.9924 113 0.9526 158 0.9173 24 1.0365 69 0.9915 114 0.9518 159 0.9165 25 1.0355 70 0.9905 115 0.9510 160 0.9158 26 1.0344 71 0.9896 116 0.9501 161 0.9150 27 1.0333 72 0.9887 117 0.9493 162 0.9143 28 1.0323 73 0.9877 118 0.9485 163 0.9135 29 1.0312 74 0.9868 119 0.9477 164 0.9128 30 1.0302 75 0.9859 120 0.9469 165 0.9121 31 1.0291 76 0.9850 121 0.9460 166 0.9112 32 1.0281 77 0.9840 122 0.9452 167 0.9106 33 1.0270 78 0.9831 123 0.9444 168 0.9099 34 1.0260 79 0.9822 124 0.9436 169 0.9092 35 1.0249 80 0.9813 125 0.9428 170 0.9085 36 1.0239 81 0.9804 126 0.9420 171 0.9077 37 1.0229 82 0.9795 127 0.9412 172 0.9069 38 1.0219 83 0.9786 128 0.9404 173 0.9063 39 1.0208 84 0.9777 129 0.9396 174 0.9055 40 1.0198 85 0.9766 130 0.9388 175 0.9048 41 1.0188 86 0.9759 131 0.9380 176 0.9042 42 1.0178 87 0.9750 132 0.9372 177 0.9035 43 1.0168 88 0.9741 133 0.9364 178 0.9028 44 1.0157 89 0.9732 134 0.9356 179 0.9020 45 1.0147 90 0.9723 135 0.9348 180 0.9014 46 1.0137 91 0.9715 136 0.9341 181 0.9007 47 1.0127 92 0.9706 137 0.9333 182 0.9000 48 1.0117 93 0.9697 138 0.9325 183 0.8992 49 1.0107 94 0.9688 139 0.9317 184 0.9885 50 1.0098 95 0.9680 140 0.9309 185 0.8979 51 1.0088 96 0.9671 141 0.9301 186 0.8972 52 1.0078 97 0.9662 142 0.9293 187 0.8965 53 1.0068 98 0.9653 143 0.9284 188 0.8958 54 1.0058 99 0.9645 144 0.9279 189 0.8951 55 1.0048 100 0.9636 145 0.9271 190 0.8944 56 1.0039 101 0.9627 146 0.9263 191 0.8937 57 1.0029 102 0.9618 147 0.9255 192 0.8931 58 1.0019 103 0.9610 148 0.9247 193 0.8923 59 1.0010 104 0.9602 149 0.9240 194 0.8916 60 1.0000 105 0.9592 150 0.9233 195 0.8910 61 0.9990 106 0.9585 151 0.9225 196 0.8903 62 0.9981 107 0.8576 152 0.9217 197 0.8896 63 0.9971 108 0.8568 153 0.9210 198 0.8889 64 0.9962 109 0.9559 154 0.9202 199 0.8882 200 0.8876


66-VI

TABLA VI-VI

FACTOR CORRECCION GRAVEDAD ESPECIFICA

FACTOR = EspGr.60.0

Temp °F Factor Temp °F Factor 0.500 1.0954 0.725 0.9097 0.505 1.0900 0.730 0.9066 0.510 1.0847 0.735 0.9035 0.515 1.0794 0.740 0.9005 0.520 1.0742 0.745 0.8974 0.525 1.0690 0.750 0.8944 0.530 1.0640 0.755 0.8914 0.535 1.0590 0.760 0.8885 0.540 1.0541 0.765 0.8856 0.545 1.0492 0.770 0.8827 0.550 1.0445 0.775 0.8793 0.555 1.0398 0.780 0.8771 0.560 1.0351 0.785 0.8743 0.565 1.0304 0.790 0.8715 0.570 1.0260 0.795 0.8687 0.575 1.0215 0.800 0.8660 0.580 1.0171 0.805 0.8635 0.585 1.0127 0.810 0.8607 0.590 1.0084 0.815 0.8580 0.595 1.0041 0.820 0.8554 0.600 1.0000 0.825 0.8528 0.605 0.9958 0.830 0.8502 0.610 0.9918 0.835 0.8476 0.615 0.9877 0.840 0.8452 0.620 0.9837 0.860 0.8353 0.625 0.9798 0.880 0.8257 0.630 0.9759 0.900 0.8165 0.635 0.9721 0.920 0.8076 0.640 0.9682 0.940 0.7989 0.645 0.9645 0.960 0.7906 0.650 0.9608 0.980 0.7825 0.655 0.9571 1.000 0.7746 0.660 0.9535 1.020 0.7669 0.665 0.9498 1.040 0.7595 0.670 0.9463 1.060 0.7523 0.675 0.9427 1.080 0.7543 0.680 0.9393 1.100 0.7385 0.685 0.9359 1.120 0.7319 0.690 0.9325 1.140 0.7255 0.695 0.9292 1.160 0.7192 0.700 0.9258 1.180 0.7131 0.705 0.9225 1.200 0.7071 0.710 0.9193 1.220 0.7013 0.715 0.9161 1.240 0.6956 0.720 0.9129 1.260 0.6901

Manual de Producción – PAE- Argentina 1-VII

VII - RECUPERACIÓN SECUNDARIA DESCRIPCIÓN GENERAL Cuando se perfora un pozo en un yacimiento petrolífero y se coloca el mismo en producción, se crea una zona de baja presión que permite a los fluidos moverse desde el yacimiento al pozo. En recuperación primaria el petróleo fluye debido a la energía propia del reservorio. Cuando esta energía natural disminuye, se puede recurrir a otro método de recuperación obteniendo así una cantidad adicional de petróleo. Si por cualquier mecanismo se le entrega energía a un reservorio, se dice que la producción es por recuperación asistida (secundaria o terciaria). El barrido con agua (waterflooding) es un método de recuperación secundaria en el cual ésta es inyectada en uno o más pozos, formando un frente que desplaza el petróleo a través de la formación hacia los pozos productores (Fig. 1-VII). La inyección de agua produce la energía suficiente para desplazar el petróleo de la vecindad de los pozos inyectores hacia los pozos productores. Este es el más difundido de los métodos de recuperación asistida por su bajo costo y alta eficiencia. Pan American tiene actualmente (a Diciembre, 2001) 53 proyectos de recuperación secundaria en marcha, con un total de 779 pozos inyectores y 1115 pozos productores. Se inyectan aproximadamente 100.000 m3agua por día y se producen 4.000 m3ppd, que corresponden a recuperación secundaria; en la Tabla I-VII se resumen las características de cada proyecto (la tabla I-VII se adjunta al final del capítulo). Figura 1-VII


OCTUBRE 2001 Oct.-01

Proyecto En Fecha Pozos Pozos Numero Inyeccion % Produccion Produccion % % Numero De Marc

ha Comienzo En En Arenas Mes(M3/d) Inyectado Total Secundaria Produccion Agua En La Instalaciones

Inyeccion Inyeccion Produccion Mes(M3/d) Mes(M3/d) Secundaria Produccion Selectivas A.GRANDE 1 Diciembre 1974 16 24 11 2143,5 4,3 93,3 91,2 97,7 0,0 1 BAYO PILOTO 1 Octubre 1997 6 11 1 388,4 0,8 42,7 24,9 58,3 0,0 - C.DRAGON B-1 1 Octubre 1978 25 53 12 7656,7 15,3 166,8 152,9 91,7 0,0 12 C.DRAGON B-III 1 Mayo 1999 4 11 1165,6 2,3 92,9 60,4 65,0 0,0 4 C.DRAGON B-IV 1 Julio 1970 13 24 5 2977,7 6,0 82,8 70,7 85,4 0,0 1 C.GRANDE B-I 1 Junio 1983 1 8 9 478,2 1,0 10,1 10,1 100,0 0,0 1 C.GRANDE B-II 1 Junio 1983 1 18 11 833,5 1,7 77,3 67,7 87,6 0,0 4 C.GRANDE B-IIIE 1 Enero 1992 5 10 4 732,4 1,5 46,3 18,2 39,4 0,0 4 C.GRANDE B-III-W 1 Octube 1996 4 17 8 816,9 1,6 86,9 46,6 53,7 0,0 4 C.GRANDE B-IIW 1 Enero 1989 7 37 10 1173,7 2,3 132,6 71,6 54,0 0,0 9 C.GRANDE B-V 1 Octubre 1978 4 7 5 706,6 1,4 20,4 20,4 100,0 0,0 3 CERRO TORTUGA II 1 Febrero 1998 7 28 8 1300,0 2,6 175,0 69,2 39,5 0,0 7 ESCORIAL B-III 1 Diciembre 1996 3 16 13 279,9 0,6 82,2 47,7 58,0 0,0 3 ESCORIAL B-IV 1 Marzo 1992 10 22 8 1303,5 2,6 102,3 47,7 46,6 0,0 9 EL TRIANGULO 1 Febrero 2001 4 10 910,3 1,8 48,3 15,6 32,3 0,0 4 HUETEL SUR 1 Enero 2001 5 21 14 498,5 1,0 100,2 6,4 6,4 0,0 6 LA MADRESELVA B-II 1 Febrero 1993 2 7 5 344,1 0,7 50,2 37,8 75,3 0,0 1 LA MADRESELVA B-IV y V 1 Mayo 1998 4 13 11 522,0 1,0 125,9 88,2 70,0 0,0 4 LAS FLORES II 1 Febrero 1998 5 17 14 1170,4 2,3 76,6 36,8 48,1 0,0 5 LAS FLORES I & N 1 Febrero 2001 16 27 2690,2 5,4 106,0 63,4 59,8 0,0 M. CATORCE B-I 1 Diciembre 1994 1 22 12 447,8 0,9 81,0 37,4 46,1 0,0 2 M. CATORCE B-II 1 Febrero 1992 5 36 7 916,9 1,8 192,4 113,6 59,0 0,0 5 M. CATORCE B-III + EXP 1 Marzo 1996 (**) 10 35 10 1868,7 3,7 383,9 233,7 60,9 0,0 3 ORIENTAL B-Ib,III & IV 1 Marzo 1999 11 40 12 2103,7 4,2 382,2 305,8 80,0 0,0 11 RESERO B-I 1 Febrero 1993 9 20 10 1576,9 3,2 121,1 84,1 69,4 0,0 9 RESERO B-II 1 Diciembre 1994 3 11 6 158,6 0,3 34,2 17,6 51,3 0,0 3 RESERO B-III 1 Diciembre 1994 6 19 10 919,3 1,8 103,3 45,8 44,4 0,0 6 RESERO B-IV&V 1 Marzo 1999 5 14 11 716,2 1,4 92,5 44,9 48,6 0,0 5 TRES PICOS II 1 Diciembre 1996 4 15 13 423,6 0,8 38,6 10,9 28,3 0,0 3 V.HERMOSO B-II 1 Octubre 1988 2 8 2 372,5 0,7 23,9 14,1 59,0 0,0 2 V.HERMOSO B-IV 1 Setiembre 1988 1 6 4 428,0 0,9 22,9 19,3 84,4 0,0 1 V.HERMOSO B-IX 1 Febrero 1975 6 10 3 1308,7 2,6 52,0 52,0 100,0 0,0 3 ZORRO B-I 1 Octubre 1990 8 26 12 2172,0 4,3 184,8 114,9 62,2 0,0 8 ZORRO B-I EAST 1 Octubre 1993 7 23 13 1787,2 3,6 225,3 164,3 72,9 0,0 2 ZORRO B-IV 1 Diciembre 1994 4 10 5 946,3 1,9 60,3 34,9 57,8 0,0 4 ZORRO BLOCK II + BLOCK VI 1 Enero 1994 (*) 17 59 15 3986,1 8,0 314,5 171,5 54,5 0,0 14 ZORRO BLOCK III 1 Noviembre 2000 1 7 14 218,5 0,4 24,0 3,5 14,5 0,0 7 ZORRO V 1 Marzo 1996 10 37 17 1555,9 3,1 245,3 153,2 62,4 0,0 10 TOTALES 38 252 779 325 49999,03 100 4300,85 2668,62 - - 180

(*) Se incorpora el proyecto Zorro Block VI a partir de Noviembre 2000. (*) Se incorpora el proyecto Expansión a partir de Enero 2001.

Información general - Recuperación Secundaria (Tabla I-VII)


FUENTES DE AGUA DE INYECCIÓN El agua de inyección se obtiene de la separación agua-petróleo en las plantas deshidratadoras y en algunas estaciones satélite con equipamiento para el tratamiento del fluido y de inyección. Otra fuente la constituyen los pozos productores de agua que se utilizan temporariamente hasta el llenado del yacimiento. El agua separada del petróleo en las plantas deshidratadoras se deriva a las piletas API, para luego a través de decantadoras (piletas de tierra), tanques bafleadores, depuradores Wemco desde donde se transfiere a los tanques de almacenaje, solo en planta de Cerro Dragón previo al almacenaje, el agua de pileta se transfiere a un equipo depurador de agua (Wemco). En la Fig. 2-VII se indica un esquema del sistema de recuperación secundaria donde el agua es obtenida del proceso de deshidratación en planta.

Figura 2-VII


Figura 3-VII


En Meseta Catorce, Escorial , Zorro, Triángulo, el agua se separa del petróleo en un tanque cortador de agua libre y se deriva a las piletas decantadoras (piletas de tierra revestidas); desde allí se la transfiere a los tanques de almacenaje desde donde se alimentan las bombas inyectoras. En la Fig. 3-VII se indica un esquema del sistema de recuperación secundaria en los yacimientos anteriormente mencionados. TRATAMIENTO DEL AGUA DE INYECCIÓN 1- EQUIPO DEPURADOR DE AGUA (WEMCO). El depurador Wemco, Modelo 144-X, es utilizado para eliminar restos de petróleo, partículas sólidas y gases disueltos (principalmente oxígeno y sulfuro de hidrógeno) que puede contener el agua transferida desde las piletas decantadoras, mediante la introducción de gas natural por el rotor dispersor al medio líquido en las cuatro celdas de tratamiento.

Al ascender, las burbujas de gas diseminadas en el líquido arrastran las partículas sólidas y gotas de petróleo formando en la superficie un manto de espuma que es eliminado por los depuradores del equipo. El equipo depurador está constituido por varios motores eléctricos de 30 HP, ubicados en su parte superior, encargados de accionar los rotores dispersores a +/- 200 r.p.m., y dos motores eléctricos de 1 HP, ubicados en la parte de entrada de agua y que comandan las paletas barredoras de la película de petróleo. Un controlador neumático de nivel, tipo Fisher Level-trol N° 2502 y una válvula neumática serie BF con actuador Fisher tipo 480 POP (psneumatic operation plunger) ubicada en la línea de descarga de agua, mantiene el nivel operativo dentro del depurador. La presión neumática necesaria para el accionamiento de la válvula es de 20/25 psi. El petróleo colectado es conducido hacia la pileta API ubicada en la planta de tratamiento. En las Figuras 4-VII y 4a-VII se muestra un esquema del depurador Wemco y su control de nivel. Tanques de Bafleado: tienen la particularidad de recibir el fluido y a través de un circuito interior laberíntico, romper emulsiones agua/ petróleo desplazando a este último a la superficie, donde se colecta en bandejas circunferenciales o tipo embudo, derivándolo a piletas API. Mientras que el agua limpia, a los tanques de almacenaje correspondientes. La eficiencia de estos tanques es alta (20 ppm de petróleo o menor), y fundamentalmente de bajo costo de mantenimiento y operación. Importante es destacar que por el volumen tratado y las velocidades de llenado/ vaciado que se producen en emergencias, deben contar con válvulas de presión/ vacío y sistema de inertización, con inyección de gas.


Figura 4-a-VII


Figura 4-VII


2. PRODUCTOS QUÍMICOS. Entre los distintos productos químicos que se utilizan en nuestra operación hay que diferenciar aquellos empleados para facilitar la separación agua-petróleo de aquellos involucrados directamente en el mejoramiento del agua de inyección. El primero es un desemulsionante, Wellaid 7000 / DBC 4865 soluble en petróleo, que se inyecta al fluido en las estaciones satélite y colectores auxiliares y/o boca de pozos. Los aditivos utilizados para mejorar la calidad del agua son:

• Desemulsionante inverso-clarificador, Wellaid 720 / DBC 4865 soluble en

agua, que se inyecta en los tanques separadores de agua libre. • Floculante-espumante, FR-67 / FBS 1760/1880 LP, que se inyecta en la

entrada al depurador Wemco aumentando su eficiencia.

• Bactericida, XC-370, que se inyecta en la salida de Bafleadores, depurador Wemco y tanques de almacenaje de agua y que permite controlar la reproducción de bacterias sulfato-reductoras que son la principal fuente de gas sulfídrico.

• Inhibidor de corrosión e incrustaciones, WF- 45, que previene la formación de

precipitados de carbonatos. Se inyecta en la entrada del distribuidor, en la planta de tratamiento de Valle Hermoso y en la estación Anticlinal Grande en forma continua y en pozos que tienen problemas de incrustación de bombas, líneas, etc.; en bachos.

• Manipulee los Productos Químicos “que son” y con los Elementos de Protección Personal


SISTEMA DE DISTRIBUCIÓN Los 53 proyectos en marcha presentan diferentes esquemas de distribución y que los agruparemos de acuerdo a su frente de agua: 1. PROVENIENTE DE PLANTA DESHIDRATADORA. En Plantas de Tratamiento (Fig.5-VII) el agua tratada ingresa a tanques de almacenaje de distintas capacidades, que alimentan las bombas de inyección de los proyectos, en alta presión y directamente a los manifolds inyectores y / o busters de reinyección. (por necesidades de incremento de dicha presión y caudales) También se realiza transferencia en baja presión hacia proyectos distantes, provistos de almacenaje y planta individual de inyección, con manifolds inyectores, eventuales busters y pozos. Las Plantas de referencia son las situadas en C.Dragon, V.Hermoso, A.Grande, K.Kaike, P.Clavada.

2. PROVENIENTE DE ESTACIONES SATÉLITE. En estaciones satélite con plantas de tratamiento e inyectora, el agua obtenida del tanque separador de agua libre de 1600/450 m3 de capacidad, ingresa a piletas decantadoras (pileta de tierra revestida) y desde allí al tanque de succión de 320 m3 de capacidad que alimenta las bombas de inyección. Con este esquema (Fig. 6-VII) se encuentran varios proyectos en la Unidad de Gestión.

En la Tabla II-VII se indican algunas características de diferentes proyectos en marcha.


Figura 6-VII


Tabla 2-VII


DISTRIBUIDOR DE INYECCION Desde la planta inyectora se transfiere el agua hacia los distribuidores en los que se controla periódicamente la presión y caudal de cada línea de inyección. La instalación (Fig. 7-VII) consta de: un caudalímetro, una toma de presión, tres válvulas de paso, una línea derivadora (by pass) y un niple utilizado como alternativa para la instalación de un regulador de caudal de superficie, y los correspondientes accesorios de conexión.

Figura 7-VII


1. CAUDALÍMETROS. Los caudalímetros utilizados en los distribuidores de inyección son del tipo Oilgear (rotor babuceado) / Krohne (magnéticos) de velocidad proporcional, para volúmenes de 15 a 5000 GPM (84-27360 m3/d) y presiones de 275-3600 psi.

Los primeros están constituidos por dos partes independientes, ambas estancas, una motriz y otra contadora o totalizadora, desmontable, vinculadas por bulones de fijación. En las Figuras 8-VII y 8-a-VII se indican sus partes y principio de funcionamiento. La parte motriz está compuesta por una cámara donde trabaja el rotor balanceado perpendicular al flujo de la corriente, imprimiéndole los efectos de una rueda, y una turbina de flujo centrífugo. Esta combinación de efectos le da al rotor una velocidad proporcional a la velocidad del flujo que pasa a través de la cámara del rotor. En el extremo del eje del rotor se ubica una cupla magnética capaz de inducir una corriente de arrastre al mecanismo totalizador. El modelo seleccionado responde a la siguiente codificación:

S L 15 S - 6 A 1 S - 20 T 900 cuyo significado es:

S Tabique de calibración sólido.

L Tipo de fluido líquido.

15 Código de caudal para 84-552 m3/d.

S Tipo de material del cuerpo: acero inoxidable.

6 Tipo y material de los cojinetes: tungsteno-carbide.

A Rotación: lado derecho de la dirección del flujo.

1 Cantidad de totalizadores utilizados.

S Tipo de material del rotor: acero inoxidable.

20 Código de la medida de conexión: 2".

T Tipo de conexión: roscado.

900 Código de presión: serie 900, presión máxima 2160 Psi.


Los segundos, los caudalímetros magnéticos, se diseñan para medir el flujo de líquidos

eléctricamente conductivos en una cañería cerrada.

Las ventajas incluyen; baja obstrucción, rendimiento lineal, resistente a la cohesión en

las partes en contacto con el fluido, y alta exactitud.

No hay partes móviles que se desgasten, y la perdida de carga es mínima e igual a la

ofrecida por una sección de cañería con longitud y diámetro interior de iguales

dimensiones.

Las únicas partes en contacto con el fluído son, los electrodos y una camisa aislante.

Por estas características, estos pueden seleccionarse para medir caudal en el mas

corrosivo de los medios químicos.

La señal de salida es lineal y directamente proporcional a la velocidad del flujo. La

exactitud se sitúa en general en el orden del 1%.

Figura 8-VII Figura 8-a-VII


Principios de operación

Los caudalímetros magnéticos, operan con el principio de la ley de Faraday, de la

inducción electromagnética.

Sin entrar en la teoría matemática, se puede decir que:

Es= (1/C)xBxVxD

Donde:

Es = tensión en volts inducida en el electrodo.

B = densidad del campo magnético.

V = velocidad del liquido.

D = diámetro interno del caudalímetro.

C = constante adimensional.

La ecuación muestra, esencialmente, que un voltage se genera cuando un conductor

pasa a través de un campo magnético. El voltaje desarrollado es proporcional a la

densidad del campo magnético, la longitud del conductor, y a la velocidad del conductor

moviéndose a través del campo.

En la ecuación no se mencionan, la temperatura, presión, densidad, o viscosidad

porque el caudalímetro magnético desarrolla su señal independiente de estos

parámetros.

En la construcción convencional de un caudalímetro magnético, las bobinas están

montadas por fuera de una sección

de cañería no magnética. Se aplica

a estas bobinas una tensión alterna

de entre120 ó 240 volts a 50 ó 60

hz.

Cuando la corriente alterna pasa

a través de las bobinas, un campo

magnético se genera dentro de la

sección de la cañería. El líquido

pasa a través de dicha sección en

un plano perpendicular al plano del

campo magnético.

Figura 9-VII


Esquema de Funcionamiento.

Cuando el flujo de un líquido conductivo pasa a través de la sección de la cañería, se

genera un voltaje.

Este, se extrae a través de un par de electrodos que se instalan en oposición a los lados

de la cañería.

Cuando la sección de la cañería se construye de un material conductivo, como el

acero, debe estar encamisado con un material no conductivo, para así aislar la cañería

de los electrodos e impedir que el voltaje generado por el flujo, se disipe.

La densidad del campo magnético es fija para cada tamaño de medidor.

La longitud del conductor es la distancia entre los electrodos y también es fija de acuerdo

al tamaño. Esto deja la velocidad como la única variable en la ecuación, por consiguiente,

puede decirse que los caudalímetros magnéticos son dispositivos que miden velocidad

de flujo.

El sistema.

El voltaje desarrollado en los electrodos, es una señal de valor sumamente bajo. El

voltaje real varía por modelo, tipo de medidor y fabricante.

Para usar este bajo nivel, se dispone de un transmisor o un convertidor de señal para

amplificar, que condiciona y presenta una señal usualmente en la forma de 4 a 20

miliamperes de corriente contínua (ma.cc) que es la norma de la industria.

Se les incorpora una salida de frecuencia que se utiliza como totalizador, y al ser la

salida de señal del caudalímetro estrictamente lineal, la señal de salida para el caudal

será de 4 ma., para un valor de 0 y 20 ma, para el 100% del caudal, siendo los valores

intermedios proporcionales a la velocidad del flujo. Lo mismo ocurre para considerar la

frecuencia utilizada para el totalizador.

La utilización de estos caudalímetros esta centralizada en pozos inyectores, manifolds

de inyección y acueductos troncales.

Las marcas mas conocidas son, Fischer & Porter desde 1997 y actualmente Krohne con

el mismo principio de funcionamiento.

2. REGULADORES DE CAUDAL. El regulador de caudal permite mantener el régimen de inyección deseado en cada línea en forma constante independiente de la presión disponible. Si la presión de la zona aumenta, [Fig. 10-VII (a)], el regulador se abre permitiendo que pase el mismo caudal de fluido con una menor presión diferencial. Si hay un incremento en la presión de inyección, [Fig. 10-VII (b)], el regulador se cerrará automáticamente hasta mantener el flujo deseado.


El rango de caudales de los reguladores de fondo es de 9 a 260 m3 de agua por día para válvulas de 1 ½ " y de 9 a 150 m3 de agua por día para válvulas de 1". En nuestra operación tenemos instalados dos tipos de reguladores: los de superficie ubicados en el distribuidor de inyección, y los de fondo alojados en los mandriles en profundidad del pozo. El principio de operación de ambos reguladores es el mismo, y consta básicamente de una placa orificio intercambiable, un pistón cuyo movimiento es resistido por la acción de un resorte calibrado y un orificio fijo cuya área de pasaje es variable de acuerdo a la posición del pistón. Su principio de funcionamiento garantiza un caudal constante a través de la placa orificio cuando la presión diferencial es de 100 psi. Los reguladores de superficie [Fig. 10-VII(c)] están construidos para mantener una caída constante de presión de 100 psi a través del orificio de control de flujo. El rango de flujo requerido es determinado por el diámetro del orificio según se muestra en la Tabla IIIa-VII de selección.

Los reguladores de caudal de fondo empleados son: de salida inferior [Fig.11-VII (d)], ubicada en el sentido del flujo principal, y de salida lateral [Fig. 11-VII (e-f)] donde el flujo ingresa por la nariz del regulador. La diferencia operativa observada es que cuando decanta arena sobre el regulador de salida inferior es difícil recuperar dicha válvula por no permitir ecualizar sus presiones, mientras que para la de salida lateral es muy poco probable que decante sólidos encima del regulador.

Figura 10-VII


Figura 11-VII


3. REGULACIÓN. (VER FIG. 12-VII). Todo el flujo pasa a través del orificio fijo del pistón "Ao" y sale a través del orificio variable "Av". Este flujo a través de "Ao" crea una caída de presión (Pu-Pd) que es función del flujo. Esta caída de presión actúa sobre el área neta del pistón (Ap-Ao) para crear una fuerza igual a (Pu-Pd) * (Ap-Ao) que actúa en la dirección de compresión del resorte. Si el flujo aumenta a través de Ao, aumenta la caída de presión a través de Ao. Este incremento de flujo y de caída de presión continúa hasta que la caída de presión (que actúa sobre el área neta del pistón) ejerce una fuerza igual y opuesta a la fuerza ejercida por el resorte. Esta condición de balance de fuerza es el principio de la regulación. Si más flujo trata de pasar a través de Ao, se generará un diferencial mayor. Ya que el resorte es la única fuerza en oposición a esa provocada por el diferencial de presión mayor, el pistón se moverá para comprimir el resorte y al mismo tiempo restringir el orificio variable (Av). Av será restringido hasta que el flujo, y por lo tanto el diferencial a través de Ao, se reduzcan a los valores fijados por las condiciones de flujo deseadas. Nuevamente se ha obtenido un balance entre la fuerza del resorte (Fs) y la fuerza debida al flujo

Ff= (Pu-Pd) * (Ap-Ao).

Las válvulas reguladoras de 1 ½ "de salida lateral utilizadas en la operación son del tipo Baker modelo RF, Mc Murry modelo VR-WF y Camlow modelo PL, y de salida inferior Baker modelo BF. La válvula Camlow PL-15 [Fig. 11-VII (e)] tiene la entrada lateral en su parte superior y salida lateral. Las Tablas IIIa-VII, IIIb-VII, IIIc-VII y Fig. 13-VII muestran los caudales correspondientes a cada orificio de cada tipo de válvula.


Figura 12-VII


INSTRUCCIONES PARA DIMENSIONAR LOS REGULADORES Se usan las figuras 14-VII y 14a-VII para seleccionar el orificio fijo del pistón (Ao) de acuerdo al rango requerido. Después de elegir el orificio correcto el regulador se debe calibrar bajo condiciones de flujo. Las curvas que muestran flujos máximos y mínimos representan los caudales máximo y mínimo al cual el regulador puede calibrarse con ese orificio. Para seleccionar un orificio, trace una línea horizontal partiendo desde el caudal deseado y cruce las curvas que representan los distintos orificios del pistón (máximo y mínimo). Leyendo en el eje de abajo, elija el orificio que se encuentra más cerca de dividir esta línea por la mitad. Ejemplo (Ver Figura 14-VII). Necesitamos inyectar 245 B/D (barriles por día). Tiramos la línea y vemos que la elección lógica es un orificio de 7/32". Para un cálculo de 245 B/D a través de regulador, vemos que se requiere una presión de 40 psi. Después de elegido el tamaño del orificio, debe calibrarse el regulador bajo condiciones de flujo. CALIBRACION DEL REGULADOR Con el regulador instalado en el calibrador hay que asegurarse que se cuente con presión suficiente. En el ejemplo anterior se vio que eran necesarias 40 psi por lo menos a través del regulador. Toda vez que sea posible se aconseja ajustar el regulador con la presión diferencial de la operación esperada.

Se procede al ajuste del regulador. Ajustando el tornillo en el sentido de las agujas del reloj comprime el resorte e incrementa el caudal. El regulador tiene un tope interno para cada extremo del tornillo de ajuste.

NO FUERCE EL REGULADOR TRATANDO DE PASAR ESTOS EXTREMOS.

Cuando se consiguió el caudal buscado se traba el tornillo de ajuste con el Allen que va encima. Esta traba final debe hacerse sin presión en el regulador para asegurarse que queden bien las roscas. Antes de sacar el regulador, es aconsejable verificar una vez más el caudal, para asegurarse que el tornillo de calibración no se movió en el proceso de traba.


TABLA IIIa-VII

SELECCION DE ORIFICIO PARA REGULADOR DE SUPERFICIE

Medida Agua Dulce Agua Salada (Bbl/d)

(Pulg.) (bbl/d ± 10%) Gravedad Específica

1.020 1.040 1.060 1.080 1.100 1.120 1.140 1.160 1.180 1.200

5/64 55 54 54 53 53 52 52 52 51 51 50

6/64 80 79 78 78 77 76 76 75 74 74 73

7/64 125 124 123 121 120 119 118 117 116 115 114

8/64 145 144 142 141 140 138 137 136 135 133 132

9/64 185 183 181 180 178 176 175 173 172 170 169

10/64 250 248 245 243 241 238 236 234 232 230 228

11/64 290 287 284 282 279 276 274 272 269 267 265

12/64 345 342 338 335 332 329 326 323 320 318 315

13/64 405 401 397 393 389 386 383 379 376 373 370

14/64 465 460 456 452 447 443 439 436 432 428 424

15/64 530 525 520 515 510 505 501 496 492 488 484

16/64 610 604 598 592 587 582 576 571 566 562 557

17/64 665 658 652 646 640 634 628 623 617 612 607

18/64 725 718 711 704 698 691 685 679 673 667 662

19/64 805 797 789 782 775 767 761 754 747 741 735

20/64 900 891 883 874 866 858 850 843 836 828 822

21/64 980 970 961 952 943 934 926 918 910 902 895


TAPÓN O VÁLVULA CIEGA. Válvula ciega, denominada "Dummy" [Fig. 15-VII (a)], destinada a sellar la comunicación entre el tubing y el casing, constituida por un cuerpo de igual configuración que la reguladora, sin orificio de salida y con doble juego de copas que se ubican en el bolsillo del mandril confiriendo un positivo sello entre el tubing y el casing. Se utiliza en diseño selectivo cuando deseamos aislar una o más arenas del resto, en ensayos de hermeticidad de mandriles previos a ser bajados al pozo y en pruebas de hermeticidad de diseños (tubing, niples, mandriles). CABEZA DE PESCA. En la parte superior de la válvula se coloca el conjunto de pesca y el mecanismo de traba "Latch" [Fig. 15-VII (b)] vinculados con un perno de corte.

La cabeza de pesca formada

por dos conos permite el manejo de la válvula para su asentamiento, cono inferior, y en su recuperación, cono superior. El seguro traba mecánicamente la válvula en el bolsillo no permitiendo que ésta se libere de su ubicación durante el tiempo de inyección. En la recuperación de la válvula será necesario provocar el corte del perno por tracción para liberar la traba mecánica de la misma. En este tipo de trabajo será necesario tener en cuenta la correcta información del tipo de cabeza de pesca y observar en las especificaciones del fabricante el tipo de herramienta de pesca requerida. Los tipo de "Latch" utilizados son Mc Murry modelo RA y Baker modelo R.

Figura 15-VII


MANDRIL CON BOLSILLO LATERAL Este elemento del diseño de inyección, de sección circular u oval, está diseñado para alojar la válvula reguladora y permitir realizar trabajos con herramientas especiales para el asentamiento y recuperación de la misma, como así también la ejecución de perfiles de admisión con válvulas instaladas. La Fig. 16-VII, muestra los mandriles de salida inferior y de salida lateral con el diseño de su bolsillo lateral. La medida del mandril a instalar estará relacionada con el diámetro de la cañería de aislación (casing), de allí que para un casing de 5 ½ " se bajarán mandriles de 2 3/8" y para casing de 7" serán mandriles de 2 7/8" ó 3 ½ " según sea su diseño. Los tipos de mandriles utilizados en la operación son Mc Murry modelo FMH de salida lateral, Camlow modelo M de salida lateral y Baker modelo MM de salida inferior, todos en medida de 2 3/8" para alojar válvulas de 1 ½ ". Especificaciones técnicas que se deberán tener en cuenta: Material: Aleación de acero AISI 4130. Máxima 22 y 36 RC para bajo y alto tratamiento térmico. Presión: Máxima de prueba 22 RC 36 RC Externa 5000 psi 6000 psi Interna 6000 psi 8000 psi Esfuerzo: Al límite de fluencia 104000 Lbs 136000 Lbs

PROCEDIMIENTO DE PRUEBA DEL MANDRIL

1. Asegurar el mandril en un banco de trabajo. 2. Instalar los niples, superior de 4' e inferior de 2', ajustándolo con 1200 Lbs.ft de

torque. 3. Instalar válvula ciega "Dummy" en el bolsillo lateral del mandril asegurando la

traba mecánica en el alojamiento, utilizando running tool y tijera de ser necesario. 4. Pasar una barra calibradora de 48.2 mm, a través del mandril y niples de 2 3/8",

asegurando el correcto diámetro interno de trabajo (Drift diameter). 5. Colocar un tapón y llenar de agua asegurando que todo el aire ha sido eliminado

del interior del mandril. 6. Presurizar hasta alcanzar los 4000 psi y observar si hay alguna pérdida. 7. Si hay pérdida, retire la válvula ciega y reemplace sus sellos y/o controle la

válvula y repita nuevamente el procedimiento.


SELECCIÓN DE VÁLVULAS Y MANDRILES De acuerdo a los diseños de válvulas y mandriles vistos se deberá tener cuidado al realizar la elección del tipo de válvula a bajar y la limitación aparece en las Camlow modelo PL-15, de entrada lateral, que no podrán ser bajadas con mandriles Mc Murry.

Figura 16-VII


MOVIMIENTO DE VÁLVULAS La extracción y colocación de válvulas reguladoras puede realizarse mediante servicios de cable o alambre. Los servicios de cable o alambre para el movimiento de válvulas tienen diferencias operativas entre sí muy grandes por causa de la gran disparidad entre las especificaciones mecánicas del cable y el alambre. El alambre estándar es el de diámetro .092", el cual posee una tensión de ruptura de 1547 Lbs. (Tabla IV-VII). El cable en uso es el de diámetro 7/32" con una tensión de ruptura de 5200 Lbs. Comparando ambos valores de ruptura, el cable ofrece un mayor margen de seguridad. En la práctica, para evitar rupturas en superficie, ambos poseen puntos débiles de menor tensión de corte en la punta, sobre las herramientas. En el alambre el punto débil se diseña para cortar a 900 Lbs, la Figura 17-VII (a) muestra la construcción de un punto débil de este tipo, pasando el alambre por un perno y envolviendo 9 vueltas del alambre excedente sobre sí mismo. Al llegar a la tensión de 900 Lbs el alambre deberá desenroscarse, librándose. En la práctica este sistema de punto débil no es eficiente y se corre el riesgo de que el alambre se corte en superficie, con la consecuente pesca del alambre. Para evitar este riesgo se prefiere usar una herramienta cortadora de alambre o "pata de cabra" [Figura 17-VII (b)], que consiste en una barra con un agujero central y una ranura en toda su longitud que permite enhebrar el alambre en superficie. En su parte inferior tiene un tope que activa una cuña y este a su vez activa un cuchillo. La herramienta una vez enhebrada en el alambre se larga por caída libre en el pozo, cuando el tope de la cuña choque con la punta de la herramienta en pesca, cortará el alambre, quedando engrampada al alambre recuperándose ambos en superficie.


Figura 17-VII


El punto débil del cable se diseña para cortar a 3500 Lbs, lo cual se consigue trabando algunas de las hebras de alambre de la armadura interior y exterior del cable, como vemos en la Tabla IV-VII, el cable seccionado en donde se indican con una "X" las hebras a trabar; 4 interiores Y 10 exteriores, cortándose las restantes. En conclusión, con el cable tenemos una relación de 4 a 1 en la tracción antes de cortar el punto débil. La comparación de la resistencia al desgaste y la corrosión, otorga mayor seguridad al cable, ya que en estas condiciones el cable comienza a cortar hebras en la zona afectada sin que por ello el cable se corte totalmente, permitiendo su extracción y reemplazo. En el caso del alambre su mantenimiento y revisión deben ser muy intensivos buscando fallas ocultas. El servicio de cable permite traccionar en situaciones normales hasta 2000 Lbs, y en casos extremos hasta 2500 Lbs, lo cual permite el uso en todo momento de la tijera hidráulica, dando un servicio más eficiente y seguro. Otra cualidad muy importante del servicio de cable es la posibilidad de utilizar un localizador de cuplas (CCL) en la operación de extracción y colocación de válvulas, ya que permite ubicar con precisión y rapidez la profundidad correcta de los mandriles. HERRAMIENTAS PARA MOVIMIENTO DE VÁLVULAS Las herramientas de pozo utilizadas en movimiento de válvulas son :

• Punta de cable

• Cuenta cupla (CCL)

• Barra de peso

• Tijera mecánica

• Tijera hidráulica

• Kickover

• Running tool

• Pescador

En la Fig. 18-VII se indica cada una de ellas siendo sus funciones las siguientes: -Punta de cable: compuesta por un cuerpo con cabeza de pesca en cuyo interior trabaja un resorte; su finalidad es la de absorber los impactos provocados en las maniobras, y la conexión del punto débil del cable para evitar que éste quede dentro de la sarta del tubing en un atascamiento de válvula.


Figura 18-VII


• Cuenta cupla CCL: permite ubicar la profundidad del mandril mediante la

señal enviada a superficie a través del cable.

• Barra de peso: utilizada para proporcionar energía y para mantener el cable

tensionado facilitando la bajada del tren de herramientas, son de 2, 3 y 5 pies de longitud y de material de alta densidad (grado 4140).

• Tijera: Su propósito es el de disponer de un mecanismo golpeador sobre el

resto de las herramientas en la profundidad del pozo, pudiendo ser mecánica o hidráulica. La primera proporciona el golpe hacia abajo mientras que la hidráulica golpea hacia arriba.

• Kickover: es una herramienta de brazos articulados retráctiles unidos en su

parte superior a una rótula de movimiento universal, que permite trabajar dentro del mandril a fin de colocar o retirar la válvula del bolsillo lateral. La Fig. 19-VII muestra el kickover y su posición en el mandril.

• Running tool: instalada debajo del kickover, es la herramienta encargada de

transportar y asentar la válvula, está constituida por un cuerpo en cuyo interior aloja al cono inferior de la cabeza de pesca y por dos pernos de corte (bronce) utilizados como elementos de sujeción. Después de colocar la válvula y trabar el gatillo del latch, el running tool se desvinculará cortando los pines de bronce por medio del golpe ascendente de la tijera hidráulica.

• Pescador: instalado debajo del kickover, es utilizado para retirar la válvula

del bolsillo lateral del mandril, su mordazas internas toman al cono superior de la cabeza de pesca de la válvula y cortando el pin de bronce, mediante el golpe ascendente de la tijera hidráulica, libera la traba "Latch" del bolsillo. Si durante la operación de pesca la válvula no libra, será necesario desvincular el pescador del latch, esto se logra cortando el pin de bronce que sujeta a las mordazas mediante un golpe hacia abajo con la tijera mecánica.


Figura 19-VII


APLICACIONES DEL TRAZADOR RADIACTIVO.

• Medición de caudales en tubing y anular tubing-casing. • Control de hermeticidad pérdidas en la instalación. • Detectar intercomunicación en packers. • Detectar intercomunicación entre capas por fallas de aislación del casing.

Figura 20-VII


Figura 21-VII


EL TRAZADOR RADIACTIVO EN POZOS INYECTORES DE AGUA. La velocidad del fluido en los distintos tramos de un pozo inyector puede ser determinada inyectando una pequeña cantidad de material radiactivo en el fluido y midiendo el tiempo que tarda dicho material en pasar frente a dos detectores espaciados con una distancia determinada. La disposición física de la herramienta está representada por la Figura 20-VII, mientras que las Figuras 21-VII (a) y 21-VII (b) muestran registros típicos realizados en régimen turbulento y laminar. El cálculo de la velocidad del fluido queda reducido entonces a una medición de tiempos, ya que la distancia física entre los detectores es conocida, por lo que podría esperarse resultados sumamente exactos. Sin embargo, la práctica ha indicado que el procedimiento descrito ha producido discrepancias de hasta un 30% en relación a los volúmenes de agua realmente inyectados. En el pasado, estas diferencias se dejaban sin explicar, o bien, a falta de otra posibilidad, se ajustaba la información obtenida de modo que coincidiera con los datos reales de superficie. En la actualidad las fuentes de error son conocidas, por lo cual la exactitud de las mediciones puede mejorarse por medio de factores de corrección. FUENTES DE ERROR EN EL CÁLCULO DE CAUDALES MEDIANTE EL USO DE TRAZADORES RADIACTIVOS. Corrección de la velocidad obtenida del perfil mediante le medición de tiempos. El caudal desplazado se calcula conociendo la sección de la cañería y la velocidad promedio del fluido. Q = A * V Es evidente que la lectura del trazador radiactivo se aproxima a la de la velocidad máxima ubicada en el centro del caño, dependiendo la relación entre velocidad máxima y velocidad promedio del régimen de flujo, turbulento o laminar. Régimen De Flujo Turbulento El flujo turbulento se presenta a velocidades altas cuando el número de Reynolds se hace superior a 2000, por ejemplo cuando el caudal de inyección es mayor que 20 m3/día de agua en cañería de 5 ½ "; se caracteriza por movimientos arremolinados e irregulares en los cuales los componentes de velocidad tienen fluctuaciones diferentes impuestas sobre el valor promedio (ver Fig. 20-VII). El fluido en contacto con la pared de la cañería es estacionario. La velocidad máxima se encuentra en el centro, sobre un frente de velocidad casi plano. La turbulencia y la difusión molecular tienden ambas a dispersar el material radiactivo, pero como la velocidad promedio es relativamente alta y el frente plano, el material radiactivo pasa frente a los detectores antes de ser excesivamente dispersado.


Los registros realizados en estas condiciones son altamente repetibles. Una vez realizada la corrección por la distribución de velocidad, los valores calculados coinciden en general con los valores de superficie. La corrección a aplicar para el flujo turbulento es : V = 0.83 Vmax Régimen De Flujo Laminar Se establece en bajos caudales, cuando el número de Reynolds es inferior a 2000. Se caracteriza por un perfil de velocidad parabólico (Fig. 21b-VII), en donde la velocidad va desde un valor mínimo o nulo en las adyacencias de la cañería a un valor máximo en el centro de la misma. Una vez que el material radiactivo llega a la pared del pozo, parte del mismo quedará estacionario, mientras que el del centro continuará siendo arrastrado a una velocidad que es un 50 % mayor que la velocidad promedio del fluido. El detector de rayos gamma detectará no sólo el material más veloz, sino también el más cercano a las paredes. Es por este motivo que los registros carecen de valor y resulta difícil realizar el cálculo. A velocidad de flujo cero, las mediciones son imposibles. Cuando las mediciones de pico a pico no son posibles, se utilizan las primeras deflexiones o se mide el tiempo transcurrido desde la inyección hasta el arribo al primer detector. Evidentemente, el tiempo calculado tendrá un error por la dispersión ocurrida. La corrección a aplicar para flujo laminar es : V = 0.50 Vmax 1) Mecanismos de dispersión del material radiactivo:

• Difusión molecular

• Mezcla turbulenta • Distorsión en flujo laminar

2) Desplazamiento del pico de la curva de rayos gamma debido a la reacción no instantánea del mismo. 3) El tiempo anticipado en que el detector reacciona. Los errores 3 y 4 se minimizan utilizando únicamente herramientas con dos detectores y circuitos medidores con respuestas idénticas de tiempo. En flujo turbulento, el tiempo de recorrido debe ser leído entre los picos de las curvas, mientras que en flujo laminar se debe leer entre los bordes de las curvas.


POZOS INYECTORES La distribución y el control del caudal a inyectar en cada zona son de fundamental importancia. Esto se hace más difícil en el caso donde hay mayor número de zonas a inundar, por esto, se utilizan tres tipos de inyectores:

• Pozos perforados y completados como inyectores con entubación

múltiple (tubingless). • Pozos perforados y completados como inyectores con diseño

selectivo. • Pozos productores, antieconómicos y abandonados reparados

(convertidos) a inyectores. POZOS INYECTORES CON ENTUBACIÓN MÚLTIPLE Estos pozos son perforados en su tramo inicial con trépanos de 17- ½ "hasta aproximadamente 400 m y entubados con cañería de 13-3/8". Posteriormente y hasta su profundidad final se perforan con trépanos de 12-1/4" y se entuban con cuatro columnas de tubing de 2-7/8" (Fig. 22-VII). Antes de bajar los tubing al pozo deben ser medidos, calibrados y codificados, luego se colocan los turbulizadores y rascadores. Otros elementos que forman parte de la columna son: el zapato de fondo, los anillos separadores y los centralizadores individuales (Fig. 23-VII). Para bajar las cuatro columnas, el equipo de perforación debe estar provisto de una cabeza colgadora, elevador y B.O.P. especiales para cuatro caños, y dos plataformas adicionales. La cementación se realiza con dos camiones bombeadores en forma simultánea por dos de las cuatro columnas, las que están provistas de zapato y collar de cementación; las otras dos tienen zapatos ciegos. Los perfiles de control de cemento, CCL y neutrón se realizan en una de estas últimas columnas.


Figura 22-VII


Figura 23-VII


Figura 24-VII


En la operación de punzado se utiliza un cañón unidireccional con un dispositivo orientador para dirigir las perforaciones en dirección opuesta a las columnas adyacentes. La herramienta se baja a la profundidad deseada. Sobre el cañón se encuentran un detector radioactivo (desfasado 180° del cañón) y un motor eléctrico que se fija a la columna a punzar; el motor que es comandado desde superficie hace girar en forma solidaria al cañón y detector (Fig. 24-VII). Por otra columna se baja una fuente radioactiva a la misma profundidad del detector. Una vez en posición se procede a hacer girar el motor; cada vez que el detector acuse un máximo de radioactividad, el sentido de disparo será opuesto a la columna de la fuente. Para mayor seguridad se procede a bajar la fuente radioactiva en los dos tubing restantes para tener la disposición correcta de las columnas debido a que pueden estar desplazados por irregularidades del pozo. Una vez punzada la columna, se bombea agua por la misma para verificar la eficiencia de la operación (no tiene que observarse circulación por los otros tubing). POZOS COMPLETADOS O CONVERTIDOS A INYECTORES La elección de la ubicación de estos pozos dependerá de la mejor distribución de reservas económicas del proyecto, para la situación de las conversiones será necesario aislar las arenas a inundar del resto de las arenas abiertas mediante cementaciones a presión. De acuerdo al número de arenas a inyectar pueden tener una instalación simple o una instalación de packers múltiples con reguladores de caudal de fondo. La razón por la que se utiliza una instalación de packers múltiples es controlar individualmente la inyección por arena. Dicha instalación consta básicamente de los siguientes elementos (Fig. 25-VII):

• Packer de fondo: Su función es empaquetar y anclar la columna de

inyección. En nuestra operación se utilizan cuatro tipos de packers: Guiberson, Hidráulico "FH", Lok-Set y San Eloy "P".

• Packers intermedios: Utilizados para aislar cada zona a inundar y

son: el de tensión y el hidráulico. Dentro de los proyectos de recuperación secundaria se han experimentado diseños alternativos con packer múltiples:

• Packer Lok-Set o "P" y packer de tensión (Fig. 26-VII)

• Packer hidráulico "FH" y packers de tensión (Fig. 27-VII)

• Packers hidráulicos "FH" en tandem (Fig. 28-VII).


Figura 25-VII


Figura 26-VII


Figura 27-VII


Figura 28-VII


INSTALACIÓN CON PACKER LOK-SET O "P" Y PACKER DE TENSIÓN Esta alternativa es la más común en nuestra operación para un diseño selectivo y es necesario efectuar rotaciones con la sarta de tubings en el asentamiento y el librado. Las características de los packers de fondo utilizados, Lok-Set o "P", como así también sus maniobras de asentamiento y librado se encuentran explicadas en el Capítulo I y no difieren para esta aplicación. El packer de tensión o empaquetador tandem de tensión (Fig. 29-VII), desarrollado para aislar capas de pozos con inyección selectiva, presenta un dispositivo de doble "J" para su fijación, el que está asegurado en su posición por pernos de corte. Cada perno tiene un valor de corte de 3500 lbs. Se podrá colocar hasta cuatro como máximo cuando el "J" pins se encuentre en la posición 1 y se romperán únicamente por peso; para la segunda alternativa el "J" pins en la posición 2 se podrá colocar hasta seis como máximo y se romperán por peso o por tracción. En nuestra operación se bajan los packers con el "J" pins en la posición 1 y con tres pernos, una vez roto los pernos de corte, para empaquetar la herramienta es necesario aplicar tensión. Los packers utilizados son del tipo Baker modelo "C" y del tipo San Eloy modelos "SAT-1" y "SAT-2", este último caracterizado por el doble juego de gomas para asegurar mayor superficie de empaque. Se baja al pozo uno o dos tubing entre el tapón de fondo y el primer mandril, se instalan tubings intermedios y a continuación se coloca el Lok-Set o "P", luego, según las profundidades, se van intercalando el resto de los mandriles con los packers de tensión. Se bajarán tantos mandriles y packers según el número de arenas a inundar, tratando que por lo menos haya un tubing entre elementos. Todos los mandriles se bajarán abiertos sin las reguladoras a fin de no generar presiones diferenciales, facilitando el asentamiento de todos los packers. Alcanzada la profundidad de diseño se fija el packer de fondo, según lo visto en el Capítulo I, luego se aplica el peso necesario (5000/10000 lbs) para romper los pernos de corte, recordando que se requiere 3500 Lbs por cada perno; ahora se comienza a levantar la sarta girando suavemente hacia la izquierda manteniendo la torsión hasta dos vueltas y media, para una instalación de 6/8 tandem, palpando la entrada del mecanismo en la "J" larga de cada packer. A medida que van ingresando a dicha "J" la sarta va perdiendo torsión. Una vez asegurados todos los packer en la "J" larga y sin torsión se adiciona entre 10000 y 20000 lbs de tensión para provocar el empaquetamiento (mínimo recomendado=8000 lbs), no debiendo superar las 75000 lbs. de corte de los "J" pines, verificando luego hermeticidad por ensayo de circulación. Para librar estos packers debe darse peso hasta eliminar la tensión aplicada a los mismos, rotar la sarta de tubings a la derecha de modo de lograr 1/8 de vuelta en cada packer y volver a dar tensión para que los pines se ubiquen en la "J" corta de posición 1. Luego se procede a librar el packer de fondo según Capítulo I, para extraer la instalación.


Packer de Tensión

Figura 29-VII


INSTALACIÓN CON PACKER HIDRÁULICO Y PACKERS DE TENSIÓN Esta alternativa es utilizada cuando no es posible el asentamiento del packer por rotación por problema de pozo (desviado). El packer hidráulico utilizado es del modelo "FH" (Fig. 30-VII) y sus principales ventajas son: su asentamiento hidrostático/ hidráulico, donde no se requiere de la rotación de la sarta de tubing, su fácil librado mediante un anillo de corte por tracción, sus cuñas superiores (hold downs) que confieren mayor sujeción ante el incremento de la presión diferencial y poder formar diseño de "FH" en tandem. Los packer de tensión utilizados son los modelos "C" y "SAT", su distribución con los mandriles son coincidente al caso anterior, siendo el packer de fondo para este caso el "FH". Habiendo llegado a la profundidad de fijación, y manteniendo el pozo lleno, proceder al sellado de los mandriles con las válvulas ciegas "Dummy", luego se irá incrementando la presión hidráulica en el tubing hasta aproximadamente 1000 psi para cortar los pernos que liberan el mecanismo de fijación y empaque. Para las situación en que el pozo no puede mantenerse lleno se aplicará hasta aproximadamente 1000 psi cuando la presión hidrostática anular sobre el packer sea de 1500 psi o superior (1055 mts o más de columna de agua sobre el packer), y se aplicará hasta aproximadamente 2000 psi cuando la presión hidrostática anular sea menor de 1500 psi (menos de 1055 mts de columna de agua sobre el packer), para esta situación se necesita incrementar el número de pernos de corte. Fijado el packer hidráulico procederemos a fijar los packer de tensión, tal cual lo explicado en la alternativa anterior. La operación de librado del packer se realiza mecánicamente traccionando la tubería entre 30000 y 50000 Lbs. hasta superar la tensión de rotura del anillo de corte alojado en la parte inferior del mismo. Los respectivos valores de presión y tracción para fijar y librar el packer hidráulico "FH" son recomendados por el Departamento de Ingeniería.

• Seguridad en el • Trabajo Mediante la • Observación • Preventiva


Figura 30-VII


INSTALACIÓN CON PACKERS HIDRÁULICOS EN TANDEM Aprovechando una de las ventajas que ofrece el packer hidráulico, estos se podrán disponer en tandem como se indica en la Fig. 28-VII a fin de aislar las zonas a inundar. La fijación y librado de los packers hidráulicos se realizan de acuerdo a lo explicado anteriormente, sólo se deberán tener en cuenta el número de pernos de corte y la tensión de rotura de los anillos en cada packer, para que la operación resulte progresiva. RECOMENDACIÓN DE DISEÑO SELECCIONADO De acuerdo a la alternativa seleccionada se elabora la Tabla V-VII, de especificación de los distintos elementos que componen el diseño, con sus respectivas profundidades de asentamiento. ARMADURA DE POZOS INYECTORES En la Fig. 31-VII y 32-VII se indican los dos tipos de armadura de pozos inyectores: simple y de cuatro columnas. CONDICIONES OPERATIVAS ÓPTIMAS En todo proyecto de recuperación secundaria se deben cumplir cuatro puntos básicos a fin de obtener la máxima eficiencia: a. Exponer la totalidad del espesor permeable de la arena al agua de inyección. b. Mantener una buena distribución del agua de inyección. Para esto se deben controlar

periódicamente los caudales y presiones de inyección y efectuar las correcciones que sean necesarias para lograr tal propósito.

c. Producir los pozos a máximo régimen. A tal fin, en aquellos casos en que se supere la capacidad de las unidades de bombeo mecánico se recurre a otros sistemas de extracción; en nuestra operación: bombas centrífugas electrosumergibles.

d. La presión de inyección en cada arena deberá ser inferior a la presión de fractura de

la formación. Por tal motivo se efectúan ensayos (step rate test) con el objeto de determinar las presiones de fractura de las formaciones y adecuar los valores de caudales de inyección por debajo un 10 % de dichas presiones.


Figura 31-VII


Figura 32-VII


Estos ensayos se realizan durante la completación o conversión de pozo productor a

inyector, con arenas selectivas, y el procedimiento que se cumple es el siguiente: 1. Utilizar camión bombeador con capacidad para mantener caudales constantes. 2. Utilizar registrador de presión, con instrumento tipo "Foxboro", preferentemente con

escala 0-5000 psi. a efectos de probar el RBP con 3000 psi.

3. Utilizar agua de inyección y equipos en óptimas condiciones de limpieza.

4. Utilizar RBP y PKR con sarta de tubing inspeccionada, diferente de la sarta de trabajo del pozo. Fijar las herramientas comprobando la hermeticidad de ambos asegurando buena aislación de la zona a ensayar.

5. Realizar ensayo SRT con un mínimo de 6 etapas. Cada etapa implica mantener el caudal constante durante 10 minutos registrando la presión, (Fig. 33-VII). Tener en cuenta que puede ser necesario inyectar durante algunos minutos, previo al ensayo, a fin de lavar y evitar el efecto de "llenado de pozo". Durante esta operación se detectará en forma aproximada la presión de cierre de la fractura después del lavado-llenado.

6. Incrementar el caudal al pasar a cada etapa sucesiva, cuidando que el tiempo que insuma realizar esta operación sea siempre el mismo.

7. Graficar los datos obtenidos: caudal y presión, para cada etapa (Fig. 34-VII). Tener en cuenta que el objetivo será contar con tres puntos por debajo y tres por encima de la presión de fractura determinada en este gráfico.

Para la situación que se efectúe ensayo SRT en pozo con una sola arena y con instalación de solo tubing, se tendrá en cuenta el siguiente procedimiento: (1) Elementos necesarios para realizar el ensayo :

(a) En el distribuidor:

• niple porta-orificios intercambiables.

• manómetro que se instala aguas abajo del niple porta-orificio.

• medidor de caudal (Oil-Gear).

• registrador de presión que se instala en boca de pozo.


REGISTRO DE ENSAYO SRT

Pagina 33-VII


Figura 34-VII


(b) En el puente portátil

• Válvula de aguja (tipo Oct.) • Manómetros • Medidor de caudal • Registrador de presión

(2) Debe interrumpirse la inyección en el pozo un día antes de la fecha en la que se

realizará el ensayo, con el fin de que disminuya la presión del reservorio a su valor estático.

(3) El ensayo comprenderá como mínimo seis etapas. Cada una de éstas deberá tener una duración de 10 minutos.

(4) Durante cada etapa del ensayo el caudal de inyección debe mantenerse constante;

asegurarse de que el regulador de caudal (orificio o válvula de aguja) funcionen correctamente.

(5) El caudal de inyección en el distribuidor se fijará de acuerdo al diámetro del orificio que

se instale. A continuación se presenta una tabla para facilitar la selección de los orificios.

Para el puente portátil el caudal de inyección se fijará de acuerdo a la apertura de la válvula de aguja. (6) Una vez seleccionado el primer orificio se comienza el ensayo para lo cual se toma la

lectura inicial del caudalímetro y luego se establece la inyección controlando el tiempo de duración. Finalizado el ensayo (10 minutos) se interrumpe la inyección, se instala el segundo orificio y se comienza el siguiente ensayo, procediendo de la forma ya indicada. Se deberá tratar de que el tiempo que insuma interrumpir la inyección, cambiar el orificio y restablecerla, sea mínimo y de la misma duración para cada etapa.


(7) El ensayo concluirá cuando se hayan efectuado las seis etapas requeridas para el

mismo. Luego se dejará el pozo inyectando en forma normal. (8) Los datos de este ensayo se anotan en una planilla confeccionada al efecto, que

debe enviarse al Departamento de Ingeniería para su posterior interpretación junto al registro de presión. En la Fig. 35-VII se indica el resultado del ensayo SRT realizado a la arena R-4 del pozo inyector ICG-I.

Figura 35-VII


CÁLCULO DE ESFUERZOS PARA PACKERS DE TENSIÓN EN TANDEM Baker "C-1" San Eloy "Sat-1" Datos: Pozo : Presión de inyección: 2000 psi Casing: 5-1/2 " Tubing: 1400 mts 2-7/8" - 600 mts 2-3/8 Cantidad de packers : 5 de tensión + 1 Lokset o P Packer de tensión sup. @ : 1440 m Packer de tensión inf. @ : 1950 m Packer Lokset o P @ : 2000 m Fuerza de empaquetamiento de tandem: 12000 Lbs. (Min. 8000 #) Fuerza admisible de corte de "J" pin: 75000 Lbs Temperatura de reservorio : 190 °F Temperatura ambiente promedio anual 65 °F Temperatura del agua de inyección 65 °F Nivel estático de fluido : Pozo lleno Presión diferencial entre packers 200 psi Presión de admisión de la zona : 1200 psi Area interior del tubing 2-7/8" 4.68 pulg2 Area interior del casing 5-1/2" 19.24 pulg2 Area exterior del tubing 2-7/8" 6.49 pulg2 Area anular del tubing 2-7/8" 1.81 pulg2 Area interior del tubing 2-3/8" 3.12 pulg2 Area exterior del tubing 2-3/8" 4.43 pulg2 Area del sello del packer 2-3/8" 5.94 pulg2 Análisis de esfuerzos en el packer superior, para la condición de pozo lleno. F(pkr sup) = Fe + Fb + Ft + Fp Fe = Esfuerzo de empaquetamiento [Lbs]. Fb = Esfuerzo de acortamiento y alargamiento del tubing por variaciones de presión (efecto balloning) [Lbs]. (Figura 36-VII) Ft = Esfuerzo debido a variaciones de temperatura [Lbs]. (Figura 37-VII) Fp = Esfuerzo debido a presiones hidráulicas [Lbs]. (Figura 38-VII)


Figura 36-VII


Figura 37-VII


EMPAQUETADOR DE TENSIÓN

Figura 38-VII


1. FUERZA DE EMPAQUETAMIENTO Fe= 12000 Lbs. 2. FUERZA POR EFECTO BALLONING

Fb=0.6[ ( ∆ pt*Ait ) - ( ∆ pan * Aet)][Lbs]

∆ pt = Valor promedio de las variaciones de presiones en el tubing [psi]. ∆ pan = Valor promedio de las variaciones de presiones en el espacio anular

[psi]. ∆ pt = (P

hid + P

iny + Piny) / 2 = (2050 + 2000 + 2000) / 2 = 3025 psi

∆ pan = Phid / 2 = 2050 / 2 = 1025 psi Fb = 0.6 * [(3025 * 4.6) * (1025 * 6.5)] = 4350 psi Determinación gráfica ∆ pan = 2050 psi / 2 = 1025 psi. Diámetro de tbg = 2-7/8" Fb= 3800 Lbs

3. FUERZA DEBIDA A VARIACIONES DE TEMPERATURA Ft = 207 (Aet – Ait) * ∆ t [Lbs] Aet = Area exterior del tubing 2-7/8" [pulg2] Ait = Area interior del tubing 2-7/8" [pulg2] ∆ t = Valor promedio de variación de temperatura [°F] ∆ t = (190 + 65) / 2 - 65 = 62.5 °F Ft = 207 (6.49 - 4.68) * 62.5 = 23.400 Lbs


Determinación qráfica Ft= 23.000 Lbs 4. FUERZA DEBIDA A PRESIONES HIDRÁULICAS Fp = Pan sup * (Aic – Aet) + Pan inf * (Aic – As) + Ptbg* (As – Ait) Aic = Area interior del csg [pulg2] As = Area del sello ( 2 3/8 ") [pulg2] Area de tubing 2-3/8" Pan sup = Phid = 1440 * 3.28 * 8.33 * 0.052 = 2050 psi Pan sup = Phid + Padministrador de la zona = 2050 + 1000 = 3050 psi Ptbg = Phid + Piny = 2050 + 2000 = 4050 psi Fp = 2050 * (19.24 - 4.43) + 3050 (19.24 - 5.39) + 4050 * (5.94 - 3.12) Fp= 23.303 Lbs Fpkr sup = 2000 + 4.075 + 23000 + 23303 = 62378 Lbs Fpkr inf = Fpkr sup + 4 * [ ∆ pan * (Aic - As)] = 62378 + 4 * [200 * (19.24 - 5.94)] = 73.18 Lbs

Esfuerzo total a que estará sometido Ftotal= 73018 Lbs

Fadm.>Freq.

75000 > 73000


ANEXO ARTEX MÉTODOS DE MEDICIÓN DE CAUDAL EN POZOS INYECTORES La medición de caudales en pozos inyectores, es posible llevarla a cabo por dos métodos tradicionales con buenos resultados a costos accesibles. Estos sistemas de medición son el SPINNER y el TRAZADOR RADIOACTIVO. Años atrás, antes del advenimiento de la informática, las diferencias que llevaban a elegir uno u otro, eran las siguientes: SPINNER: Buena resolución en altos caudales, ya que su principio de funcionamiento está basado en una hélice movida por el pasaje de fluido a través de ella, lo que a su vez lo hace muy impreciso en bajos caudales debido a la inercia de todo su sistema mecánico. Por otra parte, el sistema mecánico de la hélice, se ve perturbado por cualquier impureza que sea arrastrada por el fluido del pozo. No hay posibilidades de realizar mediciones que no estén relacionadas con el pasaje de fluido directamente por su hélice. TRAZADOR RADIOACTIVO: Buena resolución en caudales bajos, ya que su principio de funcionamiento está basado en la medición de la velocidad con que pasa entre dos puntos (detectores de rayos gamma) un elemento radioactivo (Iodo- 131) que es arrastrado por el fluido del pozo. La alta velocidad del fluido en el tubing con altos caudales de inyección y la falta de precisión en la correlación de las curvas de los detectores, hizo que años atrás, la medición de altos caudales no fuera precisa. En la actualidad, con las posibilidades que ofrecen los sistemas basados en computadoras de usar bases de tiempo sumamente precisas, realizar interpretaciones complejas para la correlación de curvas con gran exactitud sin la necesidad de tener que efectuarlas en forma manual como se hacia anteriormente, ha hecho que el trazador radioactivo, reemplace en su totalidad al spinner, ya que sumó a sus ventajas las ventajas del spinner. Mediciones de caudal que van desde 0 M3 /día a 1000 M3 /día en tubing de 2 3/8", no ofrecen dificultad a ser medidas con sistemas de perfilaje computarizados. La posibilidad de detectar el elemento trazador inyectado al fluido aunque el mismo no esté en contacto directo con los detectores, lo hace ideal para determinar pérdidas en packers, roturas de tubing o casing, caudal de admisión de capas, etc.. MEDICIÓN DE CAUDAL CON TRAZADOR RADIOACTIVO Las técnicas de recuperación secundarias actuales, tienen como principal ayuda para la inyección controlada de agua, la instalación selectiva. Esto implica la necesidad de medir no solo el fluido que se esta inyectando en cada mandril para hacer un control de la válvula reguladora, sino que también se hace necesario tener idea de lo que se está inyectando en cada una de las capas que corresponden a la zona que delimita el mandril y sus dos packers asociados para poder relevar una malla de inyección del yacimiento. Para poder cumplir con las exigencias de las instalaciones selectivas, se hace necesario que la geometría de la sonda de trazador sea variable para poder adecuar la distancia entre detectores a los caudales inyectados y separaciones entre puntos a


medir. La configuración física de la sonda, esta básicamente conformada de la siguiente manera: Un eyector en su parte superior, (FIG. l), el cual lleva un tanque conteniendo un elemento trazador en muy baja concentración (lodo- 13 1) al que se lo puede inyectar en el fluido en forma controlada. El agregado de un elemento trazador en el fluido inyectado, permite que este sea detectado tanto al estar en contacto directo con los detectores de rayos gamma como así también al pasar por el espacio anular entre el tubing y el casing. Sigue un detector de cuplas (CCL) para la puesta en profundidad de la sonda y dos detectores de rayos gamma independientes a través de los cuales se efectúa la medición. La FIG.1 nos muestra en la POSICIÓN A, la ubicación de la sonda con respecto a la instalación selectiva para medir por directa el caudal inyectado, y a su vez esperar el retorno por el anular para determinar si hay perdida en el packer. En la POSICIÓN B, la sonda esta posicionada para medir caudal por directa y, por retorno de anular, el caudal que circula hacia el punzado por sobre el mandril. La teoría de la medición esta basada en que, si podemos medir la velocidad con la que pasa el fluido en ese punto y tenemos valores conocidos del área en el cual se esta midiendo, es posible calcular el caudal que esta circulando. El área se calcula por la diferencia entre la superficie interior del tubing o casing en la que este la sonda menos el área de la sonda:

(1) Area de Medición = CCAÑERÍA - SSONDA La velocidad del fluido se calcula a través del tiempo que tarda en pasar el trazador entre el Detector de G/R #1 y el Detector de G/R 92 (FIG. 2), los cuales están a una distancia conocida.

Distancia entre D1 y D2 (2) Velocidad del Fluido = -------------------------------------------- Tiempo entre D1 y D2

La aplicación de diversas funciones matemáticas (correlación por desplazamiento de curvas, cuadrados mínimos, etc.), permiten la computación del tiempo con gran exactitud aun con diferencias entre curvas de 0.05 de segundo. El tiempo entre detectores, en una aproximación manual, se calcula entre los puntos que se generan al trazar la pendiente de las curvas y su intersección con la línea de base de las mismas (ver FIG. 3). De (1) y (2), vemos que para el calculo del caudal la ecuación a usar es:

(SCAÑERIA - SSONDA) * DISTANCIAD1-D2 * K

TIEMPOD1-D2 Siendo K una constante de conversión según se necesite el resultado del caudal en Barriles/Día, Mts.3 /Día, etc..


Ejemplo:

Dadas las Arcas en mts.2, las distancias en mts. y el tiempo en segundos para un tubing de 2 7/8" 6.4 Libras/Pie y una sonda de trazador de 1 3/8" con 1.49 mts. entre detectores, en la ecuación (3) Q seria igual a:

(0.0030155m2 - 0.000958m2) * 1.49m. * 86400 seg. 264.87 Q = --------------------------------------------------------------------------- = ---------------

Tiempo entre D1 - D2 en seg. Td1-d2 La TABLA 1 nos muestra el área anular en Mts2 entre una sonda de 13/8" de diámetro y los tubing y casing de las características mas usadas. TIEMPO DE ESPERA DE RETORNOS PARA MEDICIÓN DE PERDIDAS 0 CAUDALES DE ADMISIÓN DE ARENAS POR DETRÁS DEL TUBING La diferencia de velocidad del fluido es muy distinta dependiendo del área anular en la que se este efectuando la medición. Esto hace necesario tener una idea aproximada del caudal de perdida o inyección que se desea medir por detrás del tubing, de manera de que el tiempo que se espera el paso del trazador sea lo suficiente como para a este a llegue hasta los detectores. Como ejemplo de esta diferencia, un caudal inyectado de 300 Mts.3/Día, recorre en un tubing de 2 7/8"con la sonda en su interior, un metro en 0.593 de segundo, mientras que este mismo caudal, en el anular entre un tubing de 2 7/8" y un casing de 5.5" tarda 3.42 segundos en recorrer un metro. El tiempo entre sonda-mandril es generalmente muy bajo, ya que las velocidades en los tubing son altas y en general se busca de efectuar el disparo del fluido trazador prácticamente sobre el mandril, por lo que el tiempo de espera del retorno por anular, pasa a ser prácticamente el producto de la distancia entre el mandril hasta el punto en que se realiza la medición (en mts.), por el tiempo que tarda en recorrer un metro el caudal que se espera en el anular tubing-casing. La tabla del ANEXO C nos muestra para distintos caudales y distintos anulares el tiempo que tarda un cierto caudal en recorrer un metro de distancia, tanto para el anular sonda-cañería como para el anular tubing-casing.


PAUTAS CONVENIENTES A TENER EN CUENTA PARA EL DISEÑO DE LA INSTALACIÓN SELECTIVA 1 . El mandril por debajo de los punzados, Facilita la medición del caudal inyectado a

cada punzado. 2. La distancia al punzado mas cercano por sobre el mandril, tiene que ser de tres

metros en lo posible para poder permitir la medición de caudal por anular. 3. Entre mandril y packer no debe haber una distancia menor de 9 mts. para facilitar la

maniobra de puesta y extracción de válvulas reguladoras, como así también facilitar la bajada de la instalación al no ser un conjunto rígido packer-mandril.

4. Por debajo del primer mandril es aconsejable poner, como mínimo, un caño de cola (dos seria lo ideal), para tener una buena cámara de deposición de arenas u otras impurezas lo que evita que se tape el primer mandril.

5. Como norma tácita de numeración, se cuentan los mandriles de abajo hacia arriba,

el mas profundo seria el primero, el que le sigue hacia arriba el segundo, etc.. El mismo criterio se usa con los packers.

6. Es conveniente colocar un niple en el mandril para no ejercer torsión directamente

sobre el mismo al armar la instalación en boca de pozo. También es conveniente que el niple superior sea largo y el niple inferior corto para distinguir la posición correcta en el armado del mandril cuando se arma la instalación.


GENERALIDADES SOBRE RADIACIÓN RADIACIÓN NATURAL: La medición de los niveles radioactivos en cualquier punto del planeta, nos indica que estamos expuestos a una constante radiación natural de bajo nivel. Los materiales capaces de emitir radiación, se encuentran en la tierra, en el agua y nos llegan en forma de rayos cósmicos desde el espacio exterior. La vida se ha gestado y desarrollado sobre la tierra, aun con un constante bombardeo de radiaciones, las que probablemente fueran mucho más intensas en la antigüedad ya que la actividad radioactiva va decayendo en forma logarítmica con el tiempo. Luego del descubrimiento del radio y los rayos-x, en los últimos tiempos, se han generado artificialmente niveles de radiaciones muy elevados. El uso de altos niveles de energía en plantas atómicas o la manipulación de elementos radioactivos que aumentan las exposiciones, hacen necesaria la toma de precauciones especiales para evitar contaminaciones peligrosas. EXPOSICIÓN A LA RADIACIÓN: Los factores fundamentales a tener en cuenta cuando se manipulan materiales radioactivos, son:

BLINDAJE - DISTANCIA A LA FUENTE - TIEMPO DE EXPOSICIÓN El BLINDAJE de la fuente, evita la salida de radiación hacia zonas donde no es necesaria la exposición. Dependiendo del tipo de radiación y la energía emitida, es el tipo y espesor de blindaje a usar. En la Fig. 4, vemos como son afectados distintos tipos de radiaciones por blindajes diversos.


Distancia a la Fuente - La radiación disminuye la energía en forma cuadrática con la dis-tancia. De esto se desprende, que cuanto más lejos se esté de una fuente radioactiva, mucho menor va a resultar la energía que se va a recibir. Por ejemplo, la radiación que se recibe a dos metros de distancia de una fuente, no es la mitad de la que se recibe a un metro, sino cuatro veces menos. Tiempo de Exposición - La radiación que se absorbe, es acumulativa. El tiempo que se puede estar expuesto, depende de la energía de la fuente y el blindaje protector. A mayor blindaje o mayor distancia de la fuente, menor es la radiación recibida, por lo tanto mayor es el tiempo permitido de la exposición. Como regla general, podemos definir que, en caso de SER NECESARIO manipular elementos radioactivos, hacerlo con: Pinzas o guantes protectores que nos eviten el contacto directo con la fuente. Manipular las fuentes lo más rápido posible para evitar tiempo de exposición innecesario. Mantenerse siempre alejado de cualquier fuente radioactiva y mantener el material radioactivo lo más alejado posible del área de trabajo. Guardar inmediatamente después de ser usadas las fuentes radioactivas en su búnker protector, los cuales están especialmente diseñados para absorber las radiaciones y evitar niveles dañinos en su proximidad. TIEMPO DE VIDA MEDIA Todo elemento radioactivo es inestable, y se va desintegrando hasta llegar a un estado estable, donde deja de emitir radiaciones. El tiempo que tarda en llegar al 50% de su actividad inicial es lo que se llama VIDA MEDIA. La vida media de los isótopos más típicos es:

Los tipos de fuentes que actualmente utiliza Artex S.A. son las de AmBe de 5 Curies para los perfiles de neutrón de correlación, la de AmBe de 15 Curies para los perfiles de neutrón de porosidad ambas con un tiempo de vida media de 280 años, y el IODO 131 de 10 MiliCuries para trazadores con un tiempo de vida media de 8 Días. Como el IODO 131 es el más usado en el campo, daremos algunas pautas sobre su comportamiento.


• El IODO 131 es medicinal, o sea, usado por los médicos en los pacientes para los estudios de glándulas e irrigación sanguínea.

• Su tiempo de vida media de 8 días hace que al mes, su actividad sea

prácticamente nula y a los 3 meses, se lo pueda desechar como un desperdicio común sin ningún tipo de cuidado especial (es decir, se ha convertido en un elemento estable).

• Como blindaje protector, es suficiente un recipiente de plomo de 8 cm. de

diámetro. • La Comisión Nacional de Energía Atómica (institución que lo provee), lo transporta

en vuelos normales de línea. • Desde que es despachado en origen, hasta que llega al campo para ser utilizado,

su actividad ya es del orden de los 7 MiliCuries. • Estos 7 MiliCuries, son rebajados 15 veces, y al ser usados en un perfil, lo que se

eyecta en el pozo es de aproximadamente 0.07 de MiliCurie por disparo.

ANEXO A CALCULO DE LA ACTIVIDAD DE UNA FUENTE La actividad de una fuente radioactiva luego de un cierto tiempo, está expresa por la ecuación:

C= Co e -0.693 t/T media Donde: C = Actividad después de un cierto tiempo (t) e = Constante matemática t = Tiempo transcurrido para el cual se quiere calcular la actividad T media = Tiempo de vida media del isótopo. La curva de Fig. 8, muestra la pérdida de actividad del IODO - 131 . En la misma se observa como después de transcurridos 26 días, la actividad cae a un 10,8% de la original.


CURVA DE DECAIMIENTO DEL 1-131


ANEXO B TIEMPO DE EXPOSICIÓN PERMITIDO SOBRE LAS MANOS AL OPERARSE EL YODO-131 / IRIDIO-192 CON FUENTES SIN BLINDAJES


ANEXO C


Equipo Wireline para Intervención de Pozos Inyectores

Operat. Real Dif.PCD-44 189 0 (189) Operat. Real Dif.

#¡REF! Meeter PCD-80 68 0 (68) PCG-158 686 429 (257)#¡REF! Suma iny. PCD-149 186 0 (186) CG BQ. I 686 429 (257) [m3/d]

#¡REF! Coef. PCD-169 238 0 (238) PCG-82 456 471 15PCD-170 307 0 (307) PCG-101 316 322 6

CD BQ. II PCD-171 190 0 (190) CG BQ. II PCG-196 200 185 (15)#¡REF! [m3/d] PCD-229 495 0 (495) PCG-255 330 613 283

Cañadón Grande 5 PCD-230 307 0 (307) 1879 1591 289 [m3/d]

PCD-267 298 0 (298) PCG-6 204 300 96#¡REF! [m3/d] PCD-833 72 0 (72) PCG-7 150 522 372

Cañadón Grande 6 2350 0 (2350) PCG-8 335 328 (7)PCG-37 250 259 9

#¡REF! [m3/d] #¡REF! [m3/d] PCG-39 0 0 0Cañadón Grande 7 AGUA DISPONIBLE CG BQ. II W PCG-219 330 344 14

2 Centrífugas BJ #¡REF! Meeter PCG-236 330 67 (263)#¡REF! [m3/d] 5601 Suma iny. PCG-261 280 226 (54)

Cerro Dragón 1 #¡REF! [m3/d] #¡REF! Coef. PCG-277 0 0 166AGUA EN USO 1879 2045 1061 [m3/d]

#¡REF! [m3/d] PCG-107 184 116 (68)Cerro Dragón 3 #¡REF! 2 Quintuplex B a CT PCG-108 259 376 117

COEFICIENTE Q. Máx.: 2500 m3/d PCG-117 165 124 (41)#¡REF! [m3/d] CG BQ. III E PCG-118 150 114 (36)

Cerro Dragón 4 PCG-178 255 203 (52)3 Centrífugas BJ 1013 932 (81) [m3/d]

#¡REF! [m3/d] Q. Máx.: 15000 m3/d PCG-860 Disposal 604

Cerro Dragón 8

#¡REF! [m3/d] PR-20 137 162 25

Cerro Tortuga 2 PR-59 230 200 (30)

Meeter #¡REF! R I PR-702 250 151 (99)

#¡REF! [m3/d] Suma iny. 1704 PR-803 185 138 (47)

Cerro Tortuga 3 Coef. #¡REF! PR-804 236 211 (25)

PR-827 136 147 11

#¡REF! [m3/d] Meeter #¡REF! 4 Quintuplex B 4 Siam 275 PR-828 198 364 166

El Triángulo Suma iny. 1550 CD I 5 Triplex B 3 Siam 300 PR-830 148 119 (29)

Coef. #¡REF! Operat. Real Dif. Q. Máx.: 11680 m3/d Q.Máx: 7480 m3/d PR-845 187 210 23

#¡REF! [m3/d] Man.PCD180 PCD-180 630 643 13 Meeter #¡REF! Meeter #¡REF! 1707 1704 (3) [m3/d]

Jorge CD III PCD-186 255 244 (11) Suma iny. 5706 Operat. Real Dif. Suma iny. 1811

PCD-191 310 331 21 Coef. #¡REF! ICD13-C4 200 200 (0) Coef. #¡REF! PR-12 200 94 (106)#¡REF! [m3/d] 2 Siam J300 PCD-192 180 333 153 Man.ICD13 PCD-2 352 307 (45) PR-704 0 0 0

La Piedra Q. Máx.: 2080 m3/d 1375 1550 175 [m3/d] PCD-6 100 0 (100) R II PR-821 60 4 (56)Meeter #¡REF! 1 Siam 275 PCD-34 225 200 (25) 260 98 (162) [m3/d]

#¡REF! [m3/d] Suma iny. 1584 Q. Máx.: 1150 m3/d PCD-66 150 169 19 PR-5 25 1 (24)Manif. 1 - Cdón Gde 6 Coef. #¡REF! CD-206 129 95 (34) 1027 876 (151) [m3/d] PR-13 95 11 (84)

CG IIIW PCG-200 230 271 41 ICD13-C3 60 32 (28) PR-711 210 274 64#¡REF! [m3/d] Man.PCG149 PCG-227 122 248 126 PCD-62 235 100 (135) R III PR-808 385 273 (112)

Manif. 1 - Cerro D.4 1 Siam J275 PCG-843 205 98 (107) PCD-232 380 366 (14) PR-818 283 190 (93) Q. Máx.: 935 m3/d 686 712 26 [m3/d] 675 498 (177) [m3/d] PR-835 175 146 (29)

#¡REF! [m3/d] ICG1-C1 0 0 0 1173 896 (277) [m3/d]

Manif. 4 - Cdón Gde 6 ICG1-C2 0 0 0 PR-831 120 110 (10) Man.ICG1 ICG1-C3 100 62 (38) PCD-4 665 222 (443) PR-841 105 107 2

#¡REF! [m3/d] CG V ICG1-C4 50 55 5 Man.PCD238 PCD-182 665 444 (221) R IV & V PR-847 240 216 (24)Pampa 1 Nat 275 PCG-46 265 276 11 PCD-194 524 398 (126) PR-855 121 115 (6)

Q. Máx.: 1150 m3/d PCG-55 415 408 (7) 2 Nat. 275 1854 1063 (791) [m3/d] PR-864 281 269 (12)#¡REF! [m3/d] PCG-65 50 71 21 Q. Máx.: 2300 m3/d ICD14-C1 120 109 (11) 867 817 (50) [m3/d]

Resero 1 880 873 (7) [m3/d] ICD14-C3 270 224 (46)ICD14-C4 130 104 (26) PCT-41 145 22 (123)

#¡REF! [m3/d] ICD15-C1T 50 36 (14) 2 Siam J-275 L PCT-50 275 259 (16)

Resero 2 ICD15-C2 100 269 169 Q.Máx: 3314 m3/d PCT-56 40 67 27ICD15-C3 470 447 (23) PCT-62 210 190 (20)

ICD16-C1A 160 76 (84) CT II PCT-67 165 185 20Operat. Real Dif. ICD16-C1T 106 42 (64) 2 Quintuplex (Dic. 2001) Meeter #¡REF! PCT-70 210 171 (39)

ICD1-C2 200 147 (53) ICD16-C2 90 46 (44) Q.Máx: 1800 m3/d Suma iny. 1081 PCT-80 170 188 18ICD2-C3 250 284 34 ICD16-C3 450 337 (113) 1 Quintuplex (2002) Coef. #¡REF! 1215 1081 (184) [m3/d]

#¡REF! [m3/d] Meeter #¡REF! ICD3-C1 180 156 (24) ICD16-C4 360 261 (99) Q.Máx: 2700 m3/dSuma iny. 3429 ICD6-C1 300 261 (39) ICD17-C1A 26 35 9 (3 bbas.)

Coef. #¡REF! ICD7-C1 250 163 (87) ICD17-C3 270 0 (270) PCT-247 169 200 31

ICD7-C4 190 150 (40) ICD17-C4 270 175 (95) Meeter PCT-253 261 151 (110)

ICD9-C4 100 142 42 L-20 630 570 (60) Suma iny. 1450 PCT-259 190 138 (52)

ICD10-C3 390 342 (48) PCD-65 580 536 (44) Coef. #¡DIV/0! PCT-269 262 211 (51)

CD IV ICD10-C4 200 159 (41) 4082 3268 (814) [m3/d] Perf-1 169 147 (22)

ICD11-C3 200 161 (39) CT III(1° etapa Dic.2001) Perf-2 150 364 214

ICD12-C3 166 148 (18) Perf-3 140 119 (21)

ICD12-C4 66 50 (16) Perf-4 109 210 101

PCD-14 440 228 (212) Meeter 1450 1541 91

PCD-19A 220 138 (82) Suma iny. 951

PCD-19T 110 117 7 Coef. #¡DIV/0! PCT-250 181 211 30

PCD-47 46 58 12 PCT-252 193 147 (46)

PCD-54 106 44 (62) CT III(2° etapa fin2002) PCT-256 180 364 184

PCD-141A 80 75 (5) PCT-268 230 119 (111)

PCD-141T 60 51 (9) CTN-2 167 210 43

PCD-825 135 180 45 951 1052 101

3689 3053 (636) [m3/d]

PCD-113 Disposal 376 [m3/d]

Mayo de 2001

POZOS PROD. DE AGUA

PLANTA DE INYECCION CERRO DRAGON - 2002

ESTACIONES

PLANTA

Manual de Producción - PAE Argentina

1-VIII

VIII - SISTEMA AUTOMATICO DE CONTROL Y MEDICION DE PETROLEO (Lease Automatic Custody Transfer - LACT)

DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA

El sistema automático de control y medición de petróleo, instalado en las áreas

de contrato de Pan American Energy, está constituido por :

• Unidad de rechazo y medición del porcentaje de agua en hidrocarburos (Phase Dynamics) contenido en el petróleo a transferir y un medidor de caudal de desplazamiento positivo del petróleo que se transfiere al oleoducto; montadas en las Plantas de Tratamiento de Cerro Dragón y Valle Hermoso.

• Tres unidades para medir el petróleo que se entrega, montadas en las cercanías de la Playa de Tanques de Termap SA en Caleta Córdoba, y en las salidas de los yacimientos de Piedra Clavada y Koluel Kaike. (Fig 1-VIII y Fig. 2-VIII)

Figura 1-VIII


2-VIII

El sistema está constituido por los siguientes elementos principales :

1. UNIDADES DE RECHAZO

• Un analizador de agua en hidrocarburos. • Una válvula de tres vías de accionamiento a diafragma. • Una válvula a solenoide para comando de la válvula precedente. • Una válvula reguladora de presión de gas de alimentación a los instrumentos. • Un panel de control.

2. UNIDAD DE MEDICIÓN

a) Válvula de seguridad por presión. b) Mezclador estático c) Tomamuestras Isocinéticos d) Desgasificadores e) Filtros para sólidos

Figura 2-VIII


3-VIII

f) Medidores de desplazamiento positivo.(figura 3). g) Generador de pulsos. h) Computador de caudal. i) Válvula de cuatro vías accionadas hidráulicamente/electricamente. j) Tubo de calibración para la prueba individual de los medidores. k) Válvula de contrapresión.


4-VIII

OPERACIÓN

La producción tratada en las plantas de tratamiento se bombea a Caleta Córdova / P. Truncado, previo paso por la unidad de rechazo. De esta manera la unidad de medición de porcentaje de agua en hidrocarburos monitorea continuamente mediante una sección de medición montada en el oleoducto, que a través del principio de absorción de ondas de muy alta frecuencia (Microondas) el valor límite prefijado no supere el 1%. Esta unidad de medición cuenta con un panel electrónico, que le permite al usuario visualizar los valores de porcentaje de agua y temperatura, en forma local.

Cuando el contenido de agua supera el máximo programado, acciona un dispositivo de control de tiempo, da una alarma en el panel electrónico y remota al sistema SCADA, y si esta circunstancia se mantiene por un tiempo preestablecido por el usuario, actúa sobre el solenoide de la válvula permitiendo el paso de suministro de gas a la misma, cerrando el acceso al oleoducto y derivando el bombeo a los tanques de la planta de tratamiento correspondiente. Al volver a la normalidad el contenido de agua, se restablecen las condiciones iniciales.

La producción se bombea a la unidad LACT, cuya función principal es medir y transferir un producto crudo y asegurarse de la cantidad y calidad para la contabilidad y fiscalización. Con estos datos se determina el volumen neto de petróleo que PAE entrega a TERMAP/REPSOL YPF.

Al llegar a ésta, pasa primero por un filtro con desaereador automático, y un medidor de desplazamiento positivo “C” marca Smith modelo JA 10. Luego por un mezclador estático, permitiendo la homogeneidad de la emulsión; posteriormente se extraen las muestras, con 2 muestreadores del tipo isocinéticos (uno oficial y el otro de respaldo).

A continuación el fluido es derivado por alguno de los dos ramales de medición en uso (A o B) que cuentan con medidores de iguales características que el “C”.

El pasaje por los ramales A o B se hace primeramente por un separador con desaereador automático, un filtro del tipo canasto y por el medidor correspondiente. De esta manera se realiza continuamente una doble medición, de tal forma que ante cualquier desperfecto de los medidores oficiales de entrega (A o B) se vende con el medidor C.

En la parte superior del medidor se encuentra un generador de pulsos (PXP-1000), estos pulsos conjuntamente con un registro de presión continua a la salida de los medidores, para determinar el factor C.P.L. (corrección de presión en el líquido) que sirve para llevar el volumen entregado al estado de presión base, es decir, 0 Psig, (estado en el cual se tiene el factor mecánico del medidor contra el tubo calibrado) y un registro continuo de la temperatura, para determinar el factor C.T.L. (corrección de temperatura en el líquido) que sirve para llevar el volumen entregado al estado de temperatura base, es decir 15°C; es transferido a un computador de caudal, el cual se encarga de realizar los algoritmos matemáticos correspondientes basados en la tabla API que corresponda.


5-VIII

DESCRIPCIÓN FUNCIONAL DE LOS COMPONENTES

TOMAMUESTRAS

La unidad tiene un sistema de muestreo del fluido para determinar la gravedad específica, el porcentaje de agua por destilación, y el sedimento por extracción, consistente en un controlador y una sonda. El controlador esta equipado con un motor interno el cual es activado por una tarjeta de control. Esta orden puede ser interna, dependiendo de un temporizador de 1 a 9.999 segundos entre muestras, o externa dependiendo de un computador de caudal, que es nuestro caso. Esta tarjeta transmite la señal al motor el cual gira 180°; este movimiento es transmitido a la sonda. Esta última esta compuesta por un tubo, en cuyo extremo hay dos ventanas y en su interior existen una serie de piezas que transmiten el movimiento de rotación (180°) a una cámara, que se encuentra en el mismo lugar que la ventana, permaneciendo esta siempre abierta.

Esta sonda se inserta en la cañería en sentido transversal. Las ventanas quedan en el centro del caño y en el sentido de la vena del fluido. En el momento que la cámara comienza a girar, extrae una muestra de 1,5 ml. hasta llegar a los 90°, al llegar a este punto la cámara se cierra y transfiere la muestra al interior de la sonda, luego sigue girando hasta los próximos 90° y quedar nuevamente abierta. Las sucesivas muestras se van desplazando dentro de la sonda hasta caer dentro del recipiente recolector. El nombre isocinético justamente se debe a que en el punto de muestreo el fluido tiene las mismas características dinámicas que en el resto de la cañería. CONTROL DE LA MUESTRA: En función de la capacidad del recipiente recolector, del caudal y del volumen de una muestra; se determina la relación de cantidad de muestras por unidad de volumen. Al efectuar una venta retiramos el recipiente recolector de muestras, este contiene un volumen de fluido dependiente de lo antes expuesto. Para determinar si este volumen es el correcto debemos realizar las siguientes operaciones:

Volumen = Peso del recipiente - Tara = [Lts] Densidad a 15°C Este es el volumen real de la muestra, de aquí determinamos el Tamaño Real de la Muestra de la siguiente manera:

Tamaño Real de la Muestra [TRM] = Volumen [Lts] X 1000 = [mLts] Cantidad de muestras También es importante controlar el rendimiento del equipo con el transcurso del tiempo, para ello se procede de la siguiente manera:

• Se toma el valor promedio del TRM de las 30 primeras ventas. • A este valor se lo llama Tamaño Teórico de la Muestra [TTM]. • En cada venta y cálculo del TRM, se realiza la siguiente relación para

determinar el factor de comparación:


6-VIII

Tamaño Real de la Muestra = Factor de comparación

Tamaño Teórico de la Muestra • Este Factor no debe exceder en +/- 10% el TTM. De ocurrir lo contrario nos

indica que debemos intervenir el equipo. Como fue mencionado anteriormente, contamos con 2 equipos, a los cuales se les efectúa los mismos controles en cada venta. Si el muestreador oficial sale del 10% de rango se tendrán en cuenta las muestras extraídas con el equipo de respaldo. El precintado de este sistema se hace de acuerdo al procedimiento y asegura la autenticidad de la muestra en el momento de concretar la medición para la venta del producto.

TOMAMUESTRA


7-VIII

MEDIDOR DE CAUDAL:

Los medidores tienen una capacidad de medición de 100 litros por revolución. Son dispositivos simples cuyas características y funcionamiento son los siguientes: una caja maquinada con precisión contiene el rotor, el cual gira sobre cojinetes a bolillas y desplaza una paleta de espaciado constante. Cuando el líquido entra en el medidor, el rotor y las paletas comienzan a girar y por intermedio de un árbol de levas se logra que las paletas se desplacen. El sucesivo movimiento de las paletas forma una cámara de medición de un volumen preciso, limitado por dichas paletas, el rotor y la parte superior de la caja.

Una de las características sobresalientes de estos tipos de medidores es que mientras se está midiendo el flujo no tiene ningún disturbio, ya que no se gasta energía para disminuir la velocidad del líquido y en consecuencia es común en estos medidores obtener seguridad y eficiencia.

El principio de funcionamiento es el siguiente (Ver Fig. 03-VIII):

(1) El petróleo sin medir (área sombreada) entra en el medidor. El rotor y las paletas

están girando en sentido de las agujas del reloj. Las paletas (A) y (D) están completamente extendidas, formando la cámara de medición. Las paletas (B) y (C) están contraídas.

(2) El rotor y las paletas han girado 1/8 de revolución. La paleta (A) está

completamente extendida. La paleta (D) está retrocediendo y la (B) está comenzando a extenderse.

(3) Cuando se ha cumplido ¼ de revolución la paleta (A) todavía está extendida y la (B)

ahora se ha movido totalmente para afuera. En esta posición se está midiendo en la cámara un exacto y conocido volumen de petróleo.

(4) 1/8 de revolución después el petróleo medido está saliendo. La segunda cámara

de medición está comenzando a formarse entre las paletas (C) y (B). La paleta (A) está comenzando a retraerse.

(5) En media revolución se han formado dos cámaras de medición y se está formando

una tercera.

Este movimiento de rotación es transferido a la parte externa del medidor a través de un tren de engranajes, con el cual se fija la unidad en la cual se va a medir, y un eje que atraviesa la tapa. En este punto se comienzan a instalar los dispositivos externos para contabilizar el caudal, que en nuestro caso son PXP-1000 o LEATC y contador mecánico.


8-VIII

MEDIDOR DE CAUDAL

Figura 3-VIII


9-VIII

En la operación contamos con los siguientes medidores: Marca Smith, modelos 3” E3, 4” F4, 8” H8, 10” JA10. Con las siguientes especificaciones operativas: Modelo ASA Caudal Máximo Unidades, por revolución 3” 300 1600 Lts/min 5 U.S. Galones o 1 decalitro 4” 300 2250 Lts/min 1 Barril o 5 decalitros 8” 600 365 m3/h 10 U.S. Galones, 1 Barril o 10 decalitros. 10” 300 550 m3/h 1 Barril o 10 decalitros Viscosidad: Standard: 200 mPa·s (1000 SSU) máximo, máxima presión de trabajo y a 100°F (38°C). Opcional: 2 Pa·s (10.000 SSU) máximo especificar “Medidor para alta viscosidad”. Por encima de 2 Pa·s: especificar “Medidor para alta viscosidad” e indicando rango máximo de flujo en directa proporción a la viscosidad por encima de 2 Pa·s (Por ejemplo, a 4 Pa·s, un rango máximo de flujo del 50% del rango continuo normal - 275 m3/h)

1000 mPa·s = 1000cP = Pa·s Temperatura: Standard: -20°F a 125°F (-29°C a 52°C) Opcional: -20°F a 200°F (-29°C a 93°C), especificar “Medidor para alta temperatura”. Otras temperaturas: Consultar al fabricante.


10-VIII

Mínimo rango de flujo a un desempeño típico. Medidor Linealidad Unidades Viscosidad (mPa·s) 0,5 1 5 20 100 400 ± 0,15% USGPM 80 50 20 5 1 0,25 l/min 303 190 75 19 4 1

3" ± 0,25% USGPM 50 35 15 4 0,8 0,2 l/min 190 132 57 15 3 0,8 ± 0,50% USGPM 40 25 10 2,4 0,5 0,13 l/min 150 95 38 10 2 0,5

± 0,15% GPM 100+ 60 25 6 1,25 0,3 LPM 375+ 227 95 23 4,75 1,14

4" ± 0,25% GPM 75 45 18 4 1 0,25 LPM 284 170 68 15 3,8 0,95 ± 0,50% GPM 50 30 12 3 0,6 0,15 LPM 190 114 45 11 2,25 0,57

± 0,15% USGPM 180 70 20 4 1 m3/h 41 16 4,5 0,9 0,2

8" ± 0,25% USGPM 135 55 15 3 0,75 m3/h 31 12 3,4 0,7 0,2 ± 0,50% USGPM 90 35 10 2 0,5

m3/h 20 8 2 0,5 0,1

Viscosidad 1 5 20 100 200 ± 0,15% USGPM 50 20 5 1 0,25 l/min 190 75 19 4 1

10" ± 0,25% USGPM 35 15 4 0,8 0,2 l/min 132 57 15 3 0,8 ± 0,50% USGPM 25 10 2,4 0,5 0,13 l/min 95 38 10 2 0,5


11-VIII

COMPUTADOR DE CAUDAL OMNI Este equipo ha sido fabricado para realizar todas las tareas que le competen a este tipo de operación. Podemos destacar como las más importantes:

• Medición. • Cálculo. • Venta. • Generación de reportes. • Calibración.

MEDIDORES


12-VIII

OPERACIÓN Medición: El computador esta constantemente recibiendo información del Generador de pulsos que esta sobre el medidor, y de los sensores de temperatura y de presión. Previamente al computador se le definió el sistema de medición, para nuestro caso es el métrico; la tabla API 54 A y el Factor mecánico del medidor. Cálculo: Con todas estas variables y/o constantes se realiza la siguiente operación matemática cada 500 mseg. para determinar el Caudal Total Compensado a 15°C: Pulsos Crudos X CTL X CPL X FM = Caudal Total compensado a 15°C en donde los Pulsos Crudos son los que genera el PXP-1000, el CTL es el factor de corrección de volumen por la temperatura en función de la densidad que sale de las tablas API, el CPL es el factor de corrección por presión y el FM es el factor de medición. Venta: Automáticamente a la hora que se le fije al computador, realizara una venta del caudal que ha pasado en un lapso de tiempo, poniendo a cero los acumuladores que aparecen en el visor de cuarzo líquido, pero no los electromecánicos que están en el panel frontal del computador. Reportes: En el momento de efectuar la venta automáticamente se genera un reporte con todos los datos de lo ocurrido en ese lapso de tiempo, este se puede imprimir en la impresora local, o mediante una PC acceder al OMNI con el programa OMNICOM y extraer el reporte. Calibración: Para efectuar esta operación el computador tiene en cuenta la información recibida de los puntos antes mencionados, más la presión y temperatura a la salida del calibrador, fuga en la válvula de 4 vías, estado de los interruptores del calibrador y toma en cuenta la tara, el factor de dilatación del acero por efecto de la temperatura, el factor de expansión del acero por efecto de la presión. Con todos estos datos calcula el Factor de Medición. Mas adelante se explica en detalle de la operación de calibración de la Unidad en su conjunto. Se cuenta con una red colectora de drenajes y venteos, que vierten a un tanque sumidero, con una bomba de recuperación que retorna a la unidad.

Las válvulas de cuatro vías del probador y la válvula de by pass de éste, debido a su importancia, son válvulas de doble cierre (block and blade), con control hidráulico de cierre.

Todo el sistema de medición tiene un by pass, para entregar directamente en tanques. La unidad automática de medición se precinta de manera tal que ni el representante del vendedor ni el comprador por separado puedan cambiar los arreglos mecánicos y/o electrónicos sin el consenso y/o conocimiento del otro. Para esto se sigue las instrucciones del Procedimiento Administrativo referidas a este tema.


13-VIII

CALIBRACIÓN DE LA UNIDAD Las unidades automáticas de medición permiten, utilizando medidores de desplazamiento positivo como los descriptos, la medición continua del petróleo que se entrega en los tanques de almacenamiento. Se comprobó que tales medidores introducen diferencias en las mediciones cuando están sujetos a condiciones operativas cambiantes, principalmente en el caudal y la viscosidad, como así también a cambios mecánicos debido al desgaste de sus partes internas. Por esa razón cada unidad de medición debe ser periódicamente verificada con respecto a un patrón para determinar el error o variación en la medición, inducidas por situaciones particulares de operación y condiciones mecánicas. Si no se hacen las debidas correcciones, el error de medición o la variación de funcionamiento puede tener un efecto significativo en el volumen que está siendo integrado. Un error que normalmente pueda suponerse que es pequeño puede representar una cantidad apreciable de m3 por año. Por ejemplo, en una medición de 1000 m3 por día con un error del 0,1 % resulta una pérdida de 365 m3 de petróleo por año. El error de medición es determinado como un factor matemático que se utiliza para corregir el volumen medido y ajustarlo al verdadero. Este factor matemático de corrección se conoce con el nombre de “factor de medición” y se expresa con cuatro decimales. El factor de medición es igual a la siguiente relación :

Volumen verdadero Factor de medición = Volumen medido

El procedimiento por el cual se determina el factor de medición se llama prueba de medición. El método utilizado en nuestra operación es el método volumétrico con desplazadores mecánicos. La mayor ventaja que tiene este método sobre los restantes es que los medidores son probados bajo las condiciones reales de flujo, temperatura y presión. Otras ventajas son

• Eliminan la necesidad de arrancar y parar mecánicamente los medidores, como se requiere cuando se usan tanques probadores o medidores patrones.

• Eliminan los problemas asociados con los petróleos de alta viscosidad y la tendencia de ciertos líquidos a adherirse a la superficie del probador.

• Es un proceso rápido, y la operación es selectivamente sensible. • Pueden ser fabricados de acuerdo a distintas configuraciones. • Son automatizados fácilmente. • Reducen los errores provenientes de la evaporación del líquido durante la prueba.

El principio básico de los probadores con desplazamiento mecánico es el movimiento seguro y repetitivo de un volumen conocido y precalibrado entre dos detectores señaladores (este volumen se precalibra con agua y con probetas con certificado), montados en un recipiente cilíndrico mediante un dispositivo mecánico. Un pistón o


14-VIII

esfera elástica de nitrilo inflable hidrostáticamente, pudiendo variar su diámetro según las condiciones de uso de un 2 a 4% mayor que el interior del cuerpo o diámetro del tubo calibrador a los fines de que no permita ninguna fuga o pérdida de líquido, es desplazada a través del recipiente por la energía portante de la corriente a ser medida, esta activa los señaladores o interruptores cada vez que pasa frente a ellos. De esta forma se determina una relación entre el volumen desplazado conocido y el volumen medido indicado, esta se utiliza para determinar el factor de medición.

Describiremos ahora el probador bidireccional. (Fig. 04-VIII)

La característica bidireccional se debe al movimiento alternativo de la corriente medida a través del caño probador. El manifold con una válvula de cuatro vías cambia alternativamente la dirección del flujo de la corriente medida. Esto ocasiona que el desplazamiento de la esfera barra a través de la sección calibrada en dos direcciones, por lo tanto realiza contacto con un u otro interruptor, según corresponda (delantero o trasero). Cada una de estas corridas se llama medio viaje o carrera y la suma de las dos es un viaje circular.

Cuando le indicamos al computador de caudal OMNI que comience el ensayo, previa habilitación de la válvula de cuatro vías, este controla que no exista perdida de presión entre las cámaras de la válvula y que la temperatura y presión a la salida del probador se mantengan estables. De cumplirse con estas condiciones inicia el ensayo dándole la orden a la válvula de cuatro vías para así comenzar con la primera media carrera desplazando la esfera, esta al pasar por el primer interruptor lo activa, el computador de caudal reconoce este cambio de estado y comienza a contabilizar los pulsos generados en el medidor, hasta que la esfera acciona el segundo interruptor en la cual el computador de caudal deja de contabilizar. La esfera continua hasta el final del probador y el petróleo pasa desde el probador al oleoducto.

La segunda media carrera cuando el computador de caudal da la orden para invertir la posición de la válvula de cuatro vías y el flujo hace retroceder a la esfera. Acciona el primer interruptor, que antes era el segundo, el computador sigue contabilizando pulsos hasta que la esfera acciona el segundo interruptor, que antes era el primero, y el computador deja de contabilizar. De esta manera se completó una carrera.

• “Realice su PRP”


15-VIII

Fig 4-VII


16-VIII

CURVAS DE MEDIDORES

Puesto en marcha el medidor por primera vez, o luego de una reparación; se realizan 30 calibraciones, se calcula el Factor de Medición Promedio, el cual será el Factor de Medición Medio en el gráfico de seguimiento del medidor. A este gráfico se le fijara el Factor de Medición máximo, que será + 0,125 % del Factor Medio; y un Factor de Medición Mínimo, que será – 0,125 % del Factor Medio.

El Factor de Medición oscilara dentro de estos límites reflejándose alguna tendencia que puede obedecer a variaciones de temperatura (cambia la viscosidad) o al desgaste de los elementos internos del medidor, este último caso es el más importante. Cuando el Factor de Medición se va de los límites 2 o 3 veces consecutivas, nos está indicando que se debe proceder a la intervención mecánica del medidor.

Para determinar el verdadero volumen se realiza la siguiente operación:

Volumen del Probador x CTS x CPS x CTL x CPL

Además tiene salida de alarmas que se transmiten el sistema SCADA. A saber:

• Alta Presión • Falla del medidor: A, B, C • Falla del medidor: -Bajo Flujo

-Alto Flujo -Baja Temperatura -Alta Temperatura -Control Interno -Energía Eléctrica

Esta unidad computa continuamente, totaliza y muestra el total acumulado bruto y neto y totales de venta; es programable y compensa la expansión volumétrica del líquido de acuerdo a la tabla A.P.I. 6-a (usada en nuestro caso).

Operan con tensión continua, alterna o una combinación de ambas. Ante un corte de energía, hay un banco de baterías de una autonomía prudencial que tiene establecida una alarma por bajo voltaje, que leemos en el sistema SCADA.

Sobre los medidores electrónicos hay contadores mecánicos que contabilizan el gross parcial y total medidos, que con el registro de temperatura y los A.P.I. de la muestra pueden realizar una venta a 15 °C, llamada venta de emergencia.

La válvula de contrapresión de salida de la unidad es utilizada para mantener una cierta presión en los medidores, para garantizar que éstos no se bloqueen o aceleren (como mínimo el doble de la tensión de vapor de nuestro petróleo).

La instalación cuenta con dos válvulas de alivio por sobrepresión: una aguas arriba, que está conectada a la pileta de tierra, y otra aguas abajo conectada a un tanque de la playa de C. Córdova / P. Truncado.

Hay una alarma de sobrepresión establecida al 50 % de la apertura de la válvula ubicada aguas arriba (llamada válvula de seguridad de PAE).


1-IX

IX - PLANTAS DE TRATAMIENTO Las plantas de tratamiento son instalaciones colectoras de grandes volúmenes de fluido cuya misión es la separación de esos fluidos en sus componentes más puros posibles. El petróleo deberá ser deshidratado a fin de poder comercializarlo con contenido de agua inferior al 1%. Del mismo modo el agua deberá ser tratada a fin de disponer de ella en condiciones aptas para su empleo en proyectos de inyección de Recuperación Secundaria. DESCRIPCIÓN GENERAL

Las plantas de tratamiento reciben el fluido de las distintas estaciones satélite, lo deshidratan y lo bombean a la playa de tanques de Caleta Córdova / P.Truncado. Dado que el porcentaje de agua en el fluido es elevado, 85% ó más, el proceso de deshidratación en una sola etapa no es posible ni económico, por lo que el mismo se efectúa de la siguiente manera:

(1). Se separa el agua libre (Tanques F.W.K.O. de 1400 y 1600 m3). (2). Se separa el agua emulsionada (Tratadores térmicos y luego tanques lavadores)

Además, complementariamente se realizan las siguientes operaciones.

a. Se trata el agua de drenaje (piletas API). b. Se bombea el petróleo deshidratado. c. Se efectúa la medición del petróleo que se bombea.

Cada una de las operaciones indicadas se realizan en las siguientes unidades: PLANTA DE TRATAMIENTO DE CERRO DRAGON (FIG. 1-IX) 1. UNIDADES DE SEPARACIÓN DE AGUA LIBRE Está constituida por tres tanques cortadores de agua libre de 1400 m3 de capacidad cada uno, por un tanque de succión de 760 m3 y por dos bombas centrífugas horizontales.

El total de fluido que ingresa a la planta, aproximadamente 32.000 m3/día, se deriva a los tres tanques cortadores de agua libre, la emulsión (agua-petróleo) pasa al tanque de succión (760 m3) y unos 27.000 m3/día de agua separada se drenan a la pileta API. Del tanque de succión se bombea la emulsión al grupo de tratadores térmicos mediante dos bombas centrífugas comandadas por un control de nivel instalado en el tanque.


2-IX

Figura 1-IX


3-IX

2. UNIDAD DE TRATAMIENTO DE LA EMULSIÓN Esta unidad está compuesta por un grupo de seis tratadores térmicos, dos tanques lavadores de 3000 m3 de capacidad cada uno y un tanque de succión de 1500 m3. Un cuarto tanque de 1500 m3 se utiliza para almacenar el petróleo que no cumple con el porcentaje límite de agua, y que rechaza en forma automática la unidad de control correspondiente (petróleo fuera de especificaciones).Un quinto tanque de 3000m3 y otro de 20000 m3 se utilizan de almacenaje ante eventuales restricciones de bombeo. La emulsión proveniente de la unidad de separación de agua libre fluye a través de los tratadores térmicos, incrementando su temperatura y drenando parte del agua que contiene el fluido. Luego se deriva a dos tanques lavadores que operan en paralelo (tanques 1 y 2) en los que se finaliza la deshidratación del petróleo. La emulsión petróleo-agua ingresa a estos tanques por seis platos distribuidores de flujo, ubicado en su parte inferior, y asciende a través de un colchón de agua donde se promueve la coalescencia de las pequeñas gotas de agua emulsionada con el petróleo. En su recorrido hasta la parte superior del tanque, el agua decanta y el petróleo deshidratado, fluye por gravedad hasta el tanque de succión Nro. 4. Los tanques lavadores Nro. 1 y 2 poseen controladores mecánicos de interfase que regulan el nivel del colchón de agua (sifón regulable). La incorporación de sistemas de radares para el control instantáneo de niveles, hace que los mismos tengan permanente monitoreo y faciliten controles de producción parciales en cualquier momento que se necesiten. Todo el sistema es permanentemente chequeado por SCADA tanto en plantas, como en las bases correspondientes. 3. UNIDAD DE BOMBEO El petróleo deshidratado proveniente de los tanques lavadores se almacena en el tanque de succión Nro. 4. Luego de pasar por la unidad de rechazo y medición y verificado que el fluido cumple con las especificaciones, se lo bombea a Caleta Córdova. Un flotante en el tanque Nro. 4 regula la velocidad de bombeo (actúa sobre los aceleradores de las bombas) hasta un cierto régimen mínimo, y luego opera sobre el actuador de una válvula de recirculación instalada en la línea de impulsión de las bombas, que deriva el petróleo nuevamente al tanque de succión Nro. 4. Este tanque cuenta con un rebase de emergencia conectado a las piletas de stock, tiene succión móvil y drenaje automático de agua libre. Además posee un sensor de temperatura y nivel de fluido, datos que son enviados al sistema de telemedición y pueden ser observados tanto en la oficina de la Planta como en la oficina de Radio-alarma. La necesidad de aumentar la capacidad de bombeo hacia la Caleta, por diferentes inconvenientes operativos, climáticos, logísticos, hizo que se rediseñara el sistema, incorporando mas bombas de impulsión y haciendo un rebombeo desde C.Dragón, de toda la producción del Yacimiento.


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Para ello, la producción de las zonas de Anticlinal Gde.,Tres Picos / Zorro y Valle Hermoso, luego de ser tratada y deshidratada (en pta. De V.H.), debe transferirse a C.Dragón . Los incrementos de producción previstos por el desarrollo más la inestabilidad de los embarques, está haciendo revisar todo el proceso y rediseñar las condiciones de evacuación de la producción y los correspondientes sobrestocks. 4. UNIDAD DE RECHAZO Y MEDICIÓN Esta unidad contabiliza el fluido que se bombea a la playa de tanques de Caleta Córdova no permitiendo que ingrese al oleoducto petróleo con un porcentaje de agua mayor que el especificado o preestablecido. Los dispositivos fundamentales de esta unidad son:

- un sensor de porcentaje de agua (detector sónico).Phase Dynamics. - una válvula de tres vías - un medidor (*) de desplazamiento positivo SMITH, con un cabezal ATJ

electrónico.

(*) envía señal a la computadora El sensor, instalado en la succión de las bombas, envía una señal a la válvula de tres vías. Si el porcentaje de agua supera un valor prefijado, la válvula deriva nuevamente el fluido al tanque de rechazo Nro. 3, 5 , 6 ; este petróleo ingresa luego al sistema de tratamiento ya descripto para disminuir su porcentaje de agua y poder ser bombeado en especificaciones. El medidor de caudal contabiliza el petróleo bombeado sin tener en cuenta el porcentaje de agua. Esta medición se corrige con la señal enviada por el sensor de porcentaje de agua para obtener finalmente el volumen de petróleo deshidratado que se bombea a Caleta Córdova.


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Unidad de Medición

Unidad de Rechazo


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5.UNIDAD DE TRATAMIENTO DE AGUA El agua proveniente de las etapas de separación de agua libre y del agua emulsionada ingresa a la pileta API donde se separa gran parte del petróleo arrastrado. El agua pasa a través de un circuito cerrado y un tanque pulmón a las bombas centrífugas y con las mismas se la transfiere a la planta inyectora. Luego de ser tratada en un tanque bafleador, el agua ingresará a tanques de stock, desde donde las bombas utilizadas para recuperación secundaria serán las encargadas de inyectar o transferir en algunos casos, este agua en o a los pozos inyectores asignados a cada proyecto (ver detalles en capítulo Recuperación Secundaria). El petróleo recuperado en la pileta API, en el sumidero correspondiente, se bombea a los tanques cortadores de agua libre para su posterior tratamiento en los tratadores y tanques lavadores. PLANTA DE TRATAMIENTO DE VALLE HERMOSO (FIG. 2-IX) La Planta de Tratamiento de Valle Hermoso realiza básicamente las mismas operaciones que se indicaron para la planta de Cerro Dragón: Recibe la producción de estaciones correspondientes a los Distritos I y III. El diagrama operativo adjunto permite visualizar los circuitos de deshidratación del petróleo y de purificación del agua que es utilizada en los proyectos de recuperación secundaria en funcionamiento El petróleo deshidratado y en especificaciones tiene la opción de ser bombeado directamente a C. Córdoba o en su defecto, cuando las condiciones operativas lo requieren, a C.Dragón para su rebombeo. Es importante también señalar que un porcentaje de la producción de la Planta ya llega a esta parcialmente deshidratada, en tratamientos que se realizan en Zorro y Anticlinal Grande, cuyos procesos esquematizados se adjuntan en la Fig.3-IX.


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Figura 2-IX


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Figura 3-IX


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PLANTAS DE TRATAMIENTO DE PIEDRA CLAVADA Y K.KAIKE (Fig.4-IX).

En estas plantas, si bien los procesos son similares a los de C.D y V.H. como así también los objetivos, cabe señalar que hay procesos intermedios que marcan diferencias operativas relevantes. Los tratadores termoeléctricos, a diferencia de los térmicos de C.D. y V.H. muestran rápidamente una diferencia fundamental en el proceso en cuanto a cantidad y calidad. Dentro de las mejoras en el mediano plazo para C.Dragon la incorporación de estos tratadores está en estudio. Los FW horizontales cerrados también marcan diferencia, a los Tanques FW usados en los procesos de C.D.y V.H. La utilización de depuradores Wemco en el proceso de tratamientos de agua, se ve en K.K. ya que en otros procesos se reemplazaron con tanques de Bafleado de muy buena perfomance, y skimmers. La utilización de piletas API , también son de utilización alternativa en algunas de las plantas, según requerimientos del tratamiento. Esquemas de todos los procesos ilustran las alternativas detalladas.


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Figura 4-IX


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VÁLVULAS DE PRESIÓN Y VACÍO. Son utilizadas en tanques de almacenamiento u operación con la finalidad de mantener las presiones internas de los mismos, equilibradas, permitiendo solamente el venteo mínimo requerido, para mantener el equilibrio interno. Esto se produce con mas periodicidad, en aquellos tanques con variaciones de niveles y caudales de entrada y salida bruscos. FUNCIONAMIENTO: Los vapores o gases desprendidos del producto almacenado, actúan normalmente al área presurizada. Cuando la fuerza de esos gases o vapores, supera cierto valor, la paleta comienza a separarse de su asiento permitiendo el escape controlado. Cuando la presión disminuye, automáticamente la válvula cierra por su propio peso. En los casos que se produzca vacío, la presión atmosférica, con su fuerza normal, obligará a la paleta a separarse de su asiento, permitiendo el ingreso de aire correspondiente. Una vez estabilizado el sistema, la paleta vuelve otra vez por su propio peso a caer y cerrar la entrada de aire. Ambos sellos están dotados de empaquetadores de membrana que amortiguan sus cerramientos y aperturas logrando sello perfecto en ambas situaciones. (Fig.5-IX) Obs: Normalmente estos equipos van acompañados en su instalación con arrestallamas y bocas de hombre de inspección con ventilaciones de emergencia.(Fig.6 y 7-IX).


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Figura 5-IX


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Figura 6-IX


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Figura 7-IX


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INERTIZACIÓN

Estos sistemas operativos , permiten mantener una atmósfera protectora de gas sobre líquidos en tanques de muy baja presión positiva (0.7 GR/CM2 ) aún cuando el líquido es bombeado o se produce un enfriamiento atmosférico. No mantener esta inertización acelera los procesos corrosivos en paredes y techos de tanques. OPERACIÓN :Se utiliza una presión de gas reducida, para operar la válvula principal. La presión del tanque será sensada por el diagragma del piloto y por el actuador de la válvula. Esto permitirá mantener constante una baja presión positiva como atmósfera protectora sobre los líquidos almacenados. (Ver Fig. 8/9/10/11-IX).

Figura 8-IX


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Figura 9-IX


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Figura 10-IX


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Figura 11-IX


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BOMBAS INYECTORAS DE PRODUCTOS QUÍMICOS Son bombas de desplazamiento positivo utilizadas para la inyección de productos químicos (desemulsionantes, antincrustantes, bactericidas, floculantes-espumante, etc.) en el casing del pozo, líneas de conducción, estaciones satélites, sistema de recuperación secundaria, etc. En esta sección se indican las tablas y gráficos de caudales de las bombas más comunes usadas en nuestra operación. 1. TEXTEAM SERIE 1200 El brazo de la bomba se conecta a la viga balancín de la unidad de bombeo con una cuerda. Los valores que se indican en las tablas siguientes están expresados en galones por día y por diente de la rueda dentada que mueve al pistón. Si la cuña toma más de un diente se multiplican los valores indicados en las tablas por el número de dientes de regulación. Diámetro pistón 1/4"

VOLUMEN (Galones/día) GPM Carrera Corta Mediana Larga

6 0.005 0.010 0.0150 8 0.0075 0.0125 0.020 10 0.0087 0.0162 0.025 12 0.010 0.020 0.030 14 0.0125 0.0225 0.035 16 0.0137 0.0262 0.040 18 0.0162 0.0287 0.045

Diámetro pistón 3/8"

VOLUMEN (Galones/día) GPM Carrera Corta Mediana Larga

6 0.0125 0.025 0.0375 8 0.0175 0.0325 0.050 10 0.0212 0.0412 0.0625 12 0.025 0.050 0.075 14 0.030 0.0575 0.0875 16 0.0337 0.0662 0.10 18 0.0387 0.0737 0.1125


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Diámetro pistón 1/2"

VOLUMEN (Galones/día) Carrera GPM Corta Mediana Larga

6 0.0212 0.0437 0.0662 8 0.0287 0.0587 0.0875 10 0.0362 0.0737 0.110 12 0.0437 0.0887 0.1325 14 0.0512 0.1037 0.1537 16 0.0575 0.1175 0.1762 18 0.065 0.1325 0.1975

Nota: Para bomba con dos cabezales los valores indicados se duplican. 2. SERIE 3700 Del mismo sistema que la bomba serie 1200 pero con motor neumático. Para determinar los valores de caudal en galones por día pueden utilizarse las tablas de la bomba serie 1200 hasta 18 golpes por minuto. Como esta bomba puede operar hasta 100 golpes por minuto, en la siguiente tabla se indican los correspondientes valores para carrera larga y se incluye el pistón de 1/8" de diámetro.

VOLUMEN (Galones/día)

GPM 1/8" 1/4" 3/8" 1/2"

20 0.0172 0.0690 0.1718 0.3902 40 0.0390 0.1562 0.3905 60 0.0762 0.3045 0.7622 80 0.1031 0.4124 1.0310 100 0.1281 0.5123 1.2808

Aplicable a bombas con cabezal simple, si la bomba tiene dos cabezales los valores indicados se duplican. 3. TEXTEAM SERIE 5000 Esta bomba (Fig.12-IX) está equipada con motor neumático. En las páginas siguientes se adjuntan los gráficos de caudales (galones por día) con los valores usuales en nuestra operación.


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4. STONEBOR MODELO C-5 Esta es una bomba de diseño especial y está equipada con motor neumático. 5. PASCAL MODELOS DGP 500 Y DGP 370 Estas bombas están equipadas con motor neumático. 6. BOMBAS A EMBOLO BUZO MARCA INDONEU (MIRBLA S.A). (Fig. 13-IX) Son bombas de émbolo aspirante e impelente que pueden ser accionadas por un controlador neumático (Fig. 14-IX) de gran estabilidad o bien respondiendo a la señal de un instrumento medidor en la corriente de su proceso.

Son altamente confiables durante su operación continua, no requieren casi ningún mantenimiento por disponer de una sola pieza móvil.

Tanto la longitud de desplazamiento como el número de emboladas pueden ajustarse fácilmente durante su operación.

Los modelos utilizados en nuestra operación son los siguientes:

IQ 635 DC 300 con oscilador neumático MK III

IQR 1270 DC 400 P con oscilador neumático MK III

IQR 5715 DC 600 P con relevador PO 4-4 7. BOMBAS DIAFRAGMA, DOSIVAC, MODELO MD-50 CON MOTOR ELÉCTRICO

(FIG. 15-IX) Estas bombas se utilizan para inyectar diferentes productos químicos en las Plantas

donde se dispone de energía eléctrica.


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BOMBA INDONEU A ÉMBOLO BUZO

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BOMBA DOSIVAC – MODELO MD-50

Figura 15-IX

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X-AUTOMATIZACIÓN

SISTEMA DE SUPERVISION ,CONTROL Y ADQUISICION DE DATOS GENERALIDADES La industria del petróleo, por su carácter permanente no puede escapar a la influencia del continuo avance de la tecnología electrónica y progresivamente ha ido adoptando mayor número y variedad de equipos electrónicos destinados a medir, controlar, alertar y en definitiva, a todo lo que signifique automatizar la operación de los yacimientos. Una de las fases más velozmente desarrolladas en la automatización industrial, aplicada al campo, ha sido la supervisión, control y adquisición de datos en forma remota. Literalmente, éstos términos se refieren a la habilidad para controlar un dispositivo específico y confirmar su perfomance. En un sistema de supervisión, control y adquisición de datos (S.C.A.D.A.) una Unidad Terminal Remota (R.T.U.) es el nexo entre los elementos del proceso y un computador central o Unidad Terminal Central (U.T.C. o HOST) . Tal sistema comprende : (1)- Un proceso, tal como cualquiera de los procesos existentes en la industria petrolera:

• producción de petróleo : pozo productor – colector auxiliar – batería – planta de tratamiento - unidad de venta.

• producción de agua: pozo – batería – planta deshidratadora de petróleo – planta inyectora de agua salada – colector de inyección – pozo inyector.

• producción de gas: pozo productor – planta deshidratadora – planta compresora Planta de tratamiento - unidad de gas.

• servicio eléctrico distribución: subestación eléctrica – reconectador

eléctrico –celda de medición .

Todo monitoreado o vigilado por instrumentos y operado - controlado por sistemas remotos .

(2)- Una Unidad Terminal Remota (R.T.U.), capaz de tomar el comportamiento de cada una de las variables del proceso, controlarlas y/o reportarlas remotamente . (3)-Un computador central (HOST), esto es, un computador ubicado en alguna zona central que monitorea los instrumentos y opera los controles en forma remota según las necesidades del proceso.

(4)-Finalmente, una persona que controla el computador.

La RTU se sitúa entre los instrumentos y/o elemento de control y el CTU o HOST Central. Los instrumentos y/o elementos de control están directamente conectados,

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mediante cables, a la RTU. El vínculo entre la RTU y CTU o HOST puede ser mediante un enlace vía radio de alta o baja velocidad. Mientras que la información que transmiten los instrumentos hacia la RTU o ésta a los elementos de control son simples señales eléctricas, ya sean continuas o discretas, de corriente o tensión, la información que fluye entre la RTU y CTU o HOST Central es una señal eléctrica compleja, de tipo digital. Esta señal, en adelante llamada mensaje, es básicamente una secuencia de dígitos (“unos” y “ceros”) que contienen además de la información, códigos de direccionamiento, error, inicio y fin de mensaje, etc, conformando una cierta estructura o protocolo propio y único del sistema. La C.T.U. dispone de 2 formas para adquirir información de campo, denominado “adquisición de datos “ :

a) Pulling: Significa que la C.T.U. pide información a la R.T.U. del estado de todos los sensores o instrumentos que están monitoreando el proceso en campo .

Este tiempo es variable y puede ir desde unos pocos segundos a varios minutos dependiendo del rendimiento del canal de comunicación.

b) Demanda: Significa que al generarse una condición de alarma en el instrumento de campo, producto de una anormalidad en el proceso, la R.T.U. que está sensando cada instrumento en campo, se reporta inmediatamente a la C.T.U.

En lo referente a “control“, el computador C.T.U. envía un mensaje de “control“ a campo, la R.T.U. lo interpreta y responde operando los dispositivos de control remotos.

Actualmente, con la alta tecnología que disponen las R.T.U.´s, por ejemplo C.P.U. de alta velocidad de procesamiento e indefinida cantidad de módulos de entradas y salidas de campo, permite que el control tienda a realizarse en las R.T.U.´s y quitarle así la responsabilidad al C.T.U. con el consiguiente riesgo por ocupación del canal de comunicación, que no siempre está disponible . Por ejemplo, supongamos que queremos controlar el nivel de un tanque en una Planta Inyectora de Agua Salada modulando la velocidad de una bomba centrífuga que inyecta a un determinado caudal y presión a la formación . Entonces, disponemos de un transductor de presión hidrostática ubicado en la base del tanque, la R.T.U. de la locación y el modulador de velocidad de la bomba . El transductor de presión monitorea toda variación del nivel del tanque y se reporta continuamente a la R.T.U., si la misma dispone de un programa que analiza dicha variación, puede tomar decisiones (según los set point incorporados) tales como acelerar el motor de la bomba cuando el nivel del tanque llegue al 80 % y desacelerar el motor cuando el nivel del tanque llegue al 30 % . La C.T.U. inmediatamente se entera de los sucesos que ocurren en campo y los muestra en su pantalla, pero no toma ninguna decisión, es decir si el nivel del tanque es superior al valor máximo incorporado en el C.T.U., el software del sistema de control indicará una condición de alarma,denominada “Alto Nivel de Tanque de Agua “ y avisa al operador a través de una indicación, que puede ser visual (parpadeo del mensaje) o sonora (sonido particular) y espera que la misma sea reconocida por el operador, por lo cual la alarma dejará de parpadear y el sonido cesará . Bajo ésta condición, la indicación de la alarma “Alto Nivel de Tanque de Agua“ se mantendrá en pantalla hasta tanto dicha condición desaparezca en campo, es decir, el nivel del tanque vuelva a sus parámetros normales .


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INSTRUMENTOS ANALÓGICOS : Un transmisor conectado en la base del tanque, es un transmisor de presión hidrostática, que mide la presión de la columna de agua en el tanque y transmite ésta información a la R.T.U. . La forma de la señal utilizada es una corriente eléctrica modulada en un estandar denominado 4–20 miliamperios que representa la presión . En la R.T.U., esta señal es convertida a números, esto es, a forma digital. Las señales moduladas de corriente o tensión de cada clase se llaman señales analógicas INSTRUMENTOS DE ESTADO : Un interruptor o contacto, es por ejemplo las indicaciones del manómetro de presión de aceite de los motores de combustión interna de las bombas de impulsión de las baterías, el cual indica y reporta la llegada de la aguja principal al tope inferior de seteo en la escala. Este interruptor puede registrar solamente dos condiciones: la presión de aceite del motor es lo suficientemente baja como para tocar el switch inferior o la presión no está presente en dicho punto. Un indicador de “estado” es el que tiene dos estados, tal como si/no, presente/ausente, arriba/abajo, etc. Otro “interruptor” puede ser de temperatura, donde indica cuando la unidad de calentamiento está encendida o apagada y el mismo toma el nombre de termostato . Notar la diferencia entre éste último y un transmisor de temperatura, el primero como explicamos indica 2 estados (instrumento de estado), el segundo nos muestra toda variación de la señal primaria siempre dentro del rango de medición del instrumento(instrumento analógico). INSTRUMENTOS ACUMULADORES : El medidor de caudal a turbina de desplazamiento positivo tal como el existente en la unidad de Venta de Petróleo (L.A.C.T), registra la cantidad de petróleo que ingresa al oleoducto de venta. A medida que el petróleo fluye, la turbina genera una señal discreta (pulso X unidad de volumen) que se envía a la R.T.U. existente cada vez que realiza un giro . Un “acumulador” en la RTU cuenta el número de pulsos (comenzando a partir de la última vez que el acumulador fue puesto a cero), los cuales, proveen una medición precisa del petróleo producido. INSTRUMENTOS DE CONTROL: Existen en el mercado instrumentos específicos para realizar controles o directamente se pueden realizar sobre la R.T.U., ya que la misma dispone de un potente procesador de alta velocidad y salidas por relé que pueden activarse o desactivarse para controlar varias funciones . Por ejemplo, si disponemos de una unidad de calentamiento, tal como puede ser un calentador indirecto ubicado en una batería de producción de petróleo y por razones de


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seguridad , necesitamos cortar inmediatamente el suministro de gas al piloto, cuando el mismo se apague. Para ello utilizaremos un transductor de temperatura que sensará permanentemente la temperatura del piloto, dicha señal ingresará a la R.T.U., quien se encargará de monitorearla constantemente, cuando la temperatura disminuya por debajo de un valor estipulado (condición de piloto apagado), la R.T.U. mandará una señal a través de sus relé de salida que comandará una válvula neumática que cerrará el suministro de gas al piloto . No todas las funciones son controladas por relé. También la R.T.U., genera una señal de salida en formato analógico, es decir variable en el tiempo, correspondiente a un voltaje o corriente (esto es lo opuesto a las señales de entradas analógicas). Esta salida puede usarse, por ejemplo, para abrir o cerrar una válvula en forma proporcional o parcial . DESCRIPCIÓN DEL SISTEMA SCADA UTILIZADO EN LOS YACIMIENTOS CERRO DRAGÓN Y KOLUEL KAIKE-PIEDRA CLAVADA Tal como lo indica, la network o red del sistema scada del Yacimiento de Cerro Dragón, cada una de las RTU´s de campo se reportan al concentrador o repetidor de su zona y los mismos al campamento de Cerro Dragón, donde se ubica la Unidad Maestra o Unidad Terminal Central (UTC) . Luego a través de la red LAN (Local Area Network o Red de Area Local) y WAN (Wide Area Network o Red de Area Extensa) que dispone Pan American Energy L.L.C., la información generada en campo se traslada a cada uno de los campamentos (CD-VH–TP-AG) y Plantas de Tratamiento de Petróleo (CD – VH) del yacimiento . De igual manera, la información enviada por cada una de las RTU´s y/o PLC´s del sistema scada del Yacimento Koluel Kaike – Piedra Clavada, se visualizan en la Unidad Maestra o Unidad Terminal Central (UTC) ubicada en el campamento de Koluel Kaike y luego a través de la red LAN y WAN se traslada dicha información a cada uno de los campamentos (PC-1, PC-4) y Usinas del Yacimiento . UNIDAD TERMINAL CENTRAL O HOST CENTRAL : Una Unidad Terminal Central o Host Central, es una computadora del tipo industrial con una elevada capacidad de memoria y alta velocidad, donde reside el programa o software de control, tal como es el FIX-DYNAMICS en el Campamento de Cerro Dragón y el WONDERWARE en el Campamento de Koluel Kaike . Sobre cada uno de dichos software residen las bases de datos de cada sistema y con las herramientas de programación que disponen (dibujos y gráficos temporales) se pueden realizar pantallas, tales que cualquier persona pueda interpretar perfectamente, el comportamiento en intervalos temporales configurables, de cada variable analógica (presión manométrica–presión diferencial – corte de agua – nivel de tanque – caudal instantáneo – temperatura – interfase-etc.) existentes en cada uno de los procesos de producción .Cada uno de éstos software, dispone de una herramienta muy poderosa, que es a través de la red LAN (Local Area Network) ó WAN (Wide Area Network) poder visualizar cualquier información residente en su base de datos, mostrándola en los campamentos a donde llega la red .


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Es así que la visualización en tiempo real de las variables que interactúan en los distintos procesos se observan en los Campamentos de Cerro Dragón – Valle Hermoso –Tres Picos – Anticlinal Grande–Koluel Kaike–Piedra Clavada # 1- Piedra Clavada # 4 - Planta Compresora de Gas de Bayo–Planta Compresora y Venta de Gas de Zorro - Plantas de Tratamiento de Petróleo de Cerro Dragón –Valle Hermoso–Piedra Clavada –Koluel Kaike – Usinas de Koluel Kaike # 1 y Koluel Kaike # 2 . A través del manejo del “mouse” de la PC, se puede navegar por los distintos modos de presentación de la información en pantalla . El modo más usual es la pantalla sumario de alarmas, esto es, la visualización de todos los estados de alarmas o situaciones anormales . Cada estado de alarma puede ser generado por un instrumento de estado, o por un instrumento analógico o acumulador, al exceder el rango fijado por el operador. Cuando se origina un estado de alarma, se muestra en la pantalla de alarmas y en la pantalla propia del proceso . En la primera se representa en una misma línea un mensaje con la identificación de la alarma, el estado si es una señal digital o el valor puntual si es una señal analógica, fecha y hora del suceso, todo en un color que puede ser rojo o negro según su importancia en el proceso en cuestión, parpadeante y con un sonido de alerta. El operador puede reconocer éste mensaje, presionando un determinada botón designado para tal fin en la pantalla de alarmas, momento a partir del cual el mismo deja de parpadear, se elimina el sonido de alerta y aparece un tilde en el margen derecho de la descripción. El mensaje desaparece automáticamente de la pantalla una vez que se normaliza la situación que lo originó . En la segunda pantalla, la alarma se muestra con el color particular estandarizado que la produjo sobre la instalación de superficie afectada en el proceso de producción, por ejemplo: Una alta presión del Separador de Ensayos de una Batería, se indicará cuando el Separador existente en el proceso se “pinte” de color rojo y una baja presión del mismo se mostrará cuando el Separador de Ensayos pase a tomar el color azul . Otro ejemplo muy común es un alto nivel de Tanque de almacenaje de una Batería, dicha alarma en la pantalla de la Batería se representa “pintando” el tanque en color rojo y como es una señal analógica muestra el valor de altura de tanque que produjo la alarma . La indicación volverá a estado normal es decir pintado de color gris, cuando automáticamente se normalice la situación que la originó . A continuación se pueden observar los distintos tipos de pantallas que muestra cada una de los sistemas para la visualización de datos.


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Dado que el reporte de todas las situaciones de alarmas o anormales originadas en cada uno de los procesos de producción es la principal función del sistema, también éstos mensajes de estados de alarmas, al momento que aparecen en pantallas, son guardados en un archivo diario en formato word, para ser analizados en cualquier momento del año . También es posible obtener un reporte diario impreso sobre los caudales diarios producidos para los distintos procesos que posee Pan American Energy L.L.C es decir información de los caudales de petróleo y agua que producen cada una de las Baterías , caudales de fluido de entrada–salida de las Plantas de Tratamiento de Petróleo, caudales de gas de entrada–salida de las Plantas de Gas, caudales inyectados de agua, etc. La hora de cierre para realizar el reporte es totalmente configurable, pero se fijó a las 7 hs. y la impresión del mismo se realiza automáticamente todos los días a las 7:30 hs. Dicho reporte se muestra al final de dicha sección .


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UNIDADES TERMINALES REMOTA ( R.T.U.) En la actualidad hay instaladas en el Yacimiento de Cerro Dragón aproximadamente 175 RTU´s, localizadas en, pozos productores de petróleo, pozos productores de gas, estaciones satélites, colectores de producción de petróleo, planta de tratamiento de petróleo, unidad de venta de petróleo, plantas deshidratadoras de gas, planta compresora de gas, planta de inyección de agua salada, colectores de inyección de agua salada, sistema eléctrico de servicios, sistema de comunicaciones de servicios En el Yacimiento de Koluel Kaike–Piedra Clavada se encuentran aproximadamente 40 RTU´s La RTU está compuesta de :

• Equipo de radio en UHF . • CPU ( Unidad Procesadora de Control ) • Fuente de alimentación 220 Vca a 24 Vcc. • Conversor de 24 Vcc a 12 Vcc . • Borneras – Fusibles . • Módulos de entradas y salidas • Gabinete metálico apto para intemperie

Los módulos pueden ser AI (entradas analógicas), DI ( entradas digitales ), DO (salidas digitales), AO (salida analógica) y la cantidad de los mismos dentro de la RTU está condicionada por los requerimientos de la locación . El suministro de energía a la RTU puede ser a través de paneles solares con su respectivo banco de baterías o simplemente con alimentación alterna del sistema . INSTRUMENTOS DE CAMPO En la tabla adjunta se muestra un listado generalizado del instrumental que encontramos en una batería de producción tipo.

• “Aísle la Energía”.


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ELECTRIFICACIÓN DE POZOS TELESUPERVISIÓN INTRODUCCIÓN El sistema MOSCAD propuesto para la telesupervisión de pozos electrificados, consta de tres elementos fundamentales : las RTU de campo, encargadas de obtener la información presente en cada locación, la FIU (field interface unit), programada para recibir y procesar la información obtenida por las RTU’s y finalmente los sitios concentradores de comunicaciones, algunos de ellos ya presentes en el sistema actual. Las RTU de campo estarían vinculadas por medio de un vinculo radioeléctrico en UHF, con radios Motorola SM50, a través de una red de comunicaciones de telemetría análoga a la existente en el yacimiento Cerro Dragón para sus RTU’s MOSCAD de estaciones de bombeo. Dicha red seria configurada para utilizar una característica propia del sistema MOSCAD, denominada store & forward, según la cual la capa de red del protocolo MDLC de comunicaciones se encargara de “rutear” y repetir todo tipo de mensaje a través de los sitios que hemos denominado “concentradores de comunicaciones” y que a los efectos prácticos se pueden entender como simples repetidoras, no ya utilizando dos equipos de radio, sino efectuando una lógica de transmisión sobre el mismo canal de comunicaciones para retransmitir la información al sitio de destino. Así, un paquete generado por cualquiera de las RTU del sistema, será recibido por el concentrador elegido, el cual decodificando el mensaje MDLC, retransmitirá el mismo al sitio final de destino, en nuestro caso la nueva FIU del SCADA de Cerro Dragón. Para este vinculo final se ha previsto utilizar un enlace de 56Kb sincrónico entre un concentrador elegido y el concentrador de Cerro Dragón, obviando la instalación de un CPU en Cerro Dragón con una radio en la frecuencia de transmisión de los pozos. Eventualmente, se podría instalar dicho vinculo radial (utilizando preferentemente el canal sincrónico) para ser seleccionado al fallar el canal principal, utilizándolo como canal de backup. De la misma forma, un paquete de comunicaciones enviado desde la FIU, viajara al concentrador de Tres Picos por el enlace sincrónico y será retransmitido por radio hasta el sitio final de destino. A diferencia de los sistemas actualmente instalados, se ha previsto, debido a lo irregular del terreno en el cual se instalaría el sistema, que ciertas RTU instaladas en los pozos actúen también como concentradores, o RTU repetidoras adicionando una zona de radio especifica para el grupo de RTU’s que tienen comunicación directa con estas. Entonces un paquete transmitido por una RTU de campo, seria retransmitido por la RTU repetidora al concentrador elegido, el cual lo retransmitiría a Cerro Dragón a través del enlace sincrónico.


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La estructura de red de comunicaciones puede observarse en el siguiente grafico :


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CONFIGURACIÓN DE RED La configuración incluirá cada nodo de la red y los vínculos que en ellos confluyen. Esta configuración es utilizada por MDLC para seleccionar el ruteo de la información y repetir el mensaje entre para alcanzar el sitio de destino. El diagrama de nodos quedaría de la siguiente forma : Esta información debe estar presente en cada RTU integrante del sistema, para ser utilizada por MDLC e incluir en su telegrama la información necesaria para el ruteo. El download de esta información se hace con el mismo programa de configuración y es previo al la carga de la aplicación en el CPU. OPERACIÓN DE LA RTU Básicamente, y tal como hemos dicho, la RTU se limita a obtener información de campo a través de sus módulos de E/S. En el caso de los pozos petroleros, se obtendrá un numero a determinar de señales digitales y la presión de boca de pozo, sin estar prevista la operación de comandos o salidas digitales. Asimismo, cada sitio cuenta con un equipo de protección de motores, incluido en el tablero de maniobra, el cual nos brinda información detallada de las variables eléctricas presentes en dicho tablero y que involucran al funcionamiento del motor. Este equipo será comunicado con el CPU de la RTU MOSCAD a través del puerto de comunicaciones RS485 (Puerto 1 A), por medio del protocolo MODBUS RTU. Debe hacerse notar que el equipo de protección de motores debe estar equipado con el modulo de aislación de señales (Symcom RS485MS o equivalente) para la protección del puerto de comunicaciones y del CPU mismo, ya que al operar con valores de tensión elevados, el equipo de protección de motores puede inducir sobre las líneas de datos y dañar en forma definitiva al CPU MOSCAD. Algunas de las variables que se pueden obtener de dicho equipo se detallan a continuación:


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ID MODBUS

DESCRIPCION

43 TENSION ENTRE LAS FASES C Y A

45 TENSION ENTRE LAS FASES B Y C

47 TENSION ENTRE LAS FASES A Y B

49 TENSION PROMEDIO DE LAS TRES FASES

51 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE C

53 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE B

55 CORRIENTE INSTANTANEA EN LA FASE A

57 CORRIENTE INSTANTANEA PROMEDIO DE LAS TRES FASES

62 ANGULO DE FACTOR DE POTENCIA

247 - 250 ULTIMAS CUATRO FALLAS DETECTADAS Toda la información obtenida ha de ser transmitida a la FIU de Cerro Dragón de la siguiente manera :

• Las señales digitales mediante el reporte por excepción. • Todas las señales analógicas de los módulos de E/S y las obtenidas del equipo

de protección de motores cada diez minutos . • Una vez por hora una integridad de la base de datos completa. • A demanda del operador la información capturada para el análisis de la

corriente del motor.

ANÁLISIS DE LA CORRIENTE DEL MOTOR Se ha sugerido la posibilidad de efectuar un seguimiento de la corriente promedio medida por el equipo de protección de motores, con el fin de graficar la curva de consumo en el centro de control. A tal fin se capturara el valor de la corriente promedio en intervalos de un segundo, en tablas configuradas en la RTU, de tal manera de tener a disposición siempre los valores leídos durante la ultima hora de trabajo, a los efectos de poder transmitir todos los registros obtenidos hacia la FIU. De acuerdo a un calculo preliminar, el tiempo de transmisión de dichas tablas seria de aproximadamente cinco minutos. Se prevé que cada pozo reportara solo una vez al día la información para el análisis, y quedara a criterio del administrador del SCADA la autorización para estos procedimientos, ya que al ser critico el tiempo de transmisión, este debería ser administrado responsablemente para no sobrecargar los vínculos de radio. En principio, y de no mediar la decisión de realizar un software dedicado a tal fin, la información recibida por la FIU seria volcada a la base de datos en intervalos de un segundo, para que el programa de adquisición de datos históricos pudiera estampar los valores en la base de datos con dicha resolución. Asociado a esto debería existir un diagrama de tendencia de la variable de corriente promedio del pozo en cuestión, para poder ver la curva de respuesta del mencionado dato.


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Asimismo, del control de la variable de corriente promedio, se podría extraer la señalización de parada del motor, utilizando la misma no solo como alarma a reportar al SCADA sino para calcular los tiempos de parada y funcionamiento del equipo de bombeo y utilizarlos para seguimiento del pozo en cuestión. El dato podría ser reportado al SCADA en dos contadores de 32 bits, en los cuales tendríamos el tiempo transcurrido en minutos, para cada caso.


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EQUIPAMIENTO SUGERIDO

DESCRIPCION

RTU INSTALADA EN EL POZO

RTU MOSCAD-L

MODEM DE RADIO MODULACION FSK

2 MODULOS MIXED I/O

RADIO SM50 / SM120 – POTENCIA FIJADA EN 5 WATTS

MODULO AISLADOR DEL EQUIPO PROTECTOR DE MOTORES (RS485MS)

RTU REPETIDORA

RTU MOSCAD-L


2 MODULO MIXED I/O

RADIO SM50 / SM120 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 15 WATTS

MODULO AISLADOR DEL EQUIPO PROTECTOR DE MOTORES (RS485MS)

CONCENTRADOR DE COMUNICACIONES ELEGIDO

2 CPU 400 MOSCAD


TARJETA ADAPTADORA RS232 PARA CPU MOSCAD

RADIO SM50 / SM120 / GM300 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 25 WATTS


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DESCRIPCION

CABLES Y ADAPTADORES DE RADIO

CABLES Y ADAPTADORES RS485

CONVERSOR DE NORMA RS232 – V35 SINCRONICO

CONCENTRADOR DE COMUNICACIONES CERRO DRAGON

2 CPU 400 MOSCAD



RADIO SM50 / SM120 / GM300 – POTENCIA FIJADA SOBRE LOS 25 WATTS

CABLES Y ADAPTADORES DE RADIO


CONVERSOR DE NORMA RS232 – V35 SINCRONICO

FIU CERRO DRAGON

CPU 400 MOSCAD



MISCELANEOS

PROGRAMMING TOOLBOX 8.50

THIRD PARTY PROTOCOL (MODBUS)

CPU 400 FLASH SYSTEM 7.01


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TELESUPERVISIÓN DE POZOS ELÉCTRICOS

• Telesupervisión de grupos de pozos eléctricos, con visualización en los Campamentos de Cerro Dragón y Tres Picos.

• PC de Radioperador en CD, con reporte de alarmas (señal de pozo parado y motivo de paro).

• PC de SCADA y supervisores de producción - Ing. de Producción . VARIABLES A TELESUPERVISARSE

• Presión de boca de pozo (p(t)). • Estado de parada/marcha del motor eléctrico. • Tiempo de marcha y tiempo de parada del motor eléctrico (pozo). • Falta de 220 Vca. en celda de comando de equipo de maniobra. • Señales que indican motivos de parada:

- Baja presión sistema de aire Cilindro - Alta presión sistema de aire Cilindro - Vibración de equipo de bombeo. - Sobretemperatura en motor eléctrico - Sistema de seg. boca de pozo .

SEÑALES EN RS-232 :

• Tensión entre fases C-A, B-C, A-B. • Tensión promedio de las 3 fases. • Corriente instantánea de fases A-B-C • Corriente promedio de las 3 fases. • Angulo de factor de potencia. • Últimas 4 fallas detectadas.

DEMANDA DE INFORMACIÓN EN CENTRAL

• Variables digitales reporte por excepción. • Variables analógicas cada 10 minutos. • Una vez por hora la base de datos completa. • Corriente del motor a demanda del operador. • Captura de la corriente en la RTU cada 1 segundo .

VENTAJAS

• Rápida determinación de pozo parado. • Diagnóstico anticipado al llegar al pozo sobre el motivo de paro . • Disminución aproximadamente 75 % de downtime . • Incremento de valor agregado a la operación ( producción - estadística ). • Optimización de recorridos de mantenimiento .


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MONITOREO • Incorporación de piloto de Monitoreo para pozos eléctricos de los

Yacimientos Zorro –Madreselva - Madreselva Sur . • Visualización en tiempo real en el Campamento de Tres Picos y ciertas

variables “seleccionadas” en Cerro Dragón . MONITOREO-VARIABLES

• Visualización tiempo real : - Cartas dinamométricas . - Régimen de bombeo ( GPM ). - Tensión de carga de sarta de varillas - Tiempo de funcionamiento del pozo.

• Parada-Arranque a distancia . • Control a distancia ( G.P.M. - Pto de monitoreo)

AUTOMATIZACIÓN EN POZOS ELÉCTRICOS (1) Telesupervisión de pozos con motor eléctrico y visualización en tiempo real de variables de proceso y eléctricas en cada uno de los campamentos (CD-VH-TP-AG)

• Marcha / Parada de pozo. • Presión de boca de pozo. • Estado de producción del pozo ( produce / no produce ). • Corriente/ Tensión de fase del motor eléctrico. • Motivo de paro por :

- Baja / Alta presión de aire de cilindro. - Sobretemperatura del motor eléctrico. - Vibración de equipo de bombeo. - Perdida en boca de pozo ( ecológico). - Corte de tensión en línea principal.

AUTOMATIZACIÓN EN POZOS ELÉCTRICOS (2) Telesupervisión y control a distancia de pozos eléctricos con sistema monitoreo con visualización en tiempo real de variables de proceso y eléctricas en cada uno de los campamentos (CD-VH-TP-AG)

• Las mismas variables detalladas para la telesupervisión de pozos eléctricos.

• Cartas dinamométricas. • Tensión de la sarta de varillas. • Visualización y regulación de golpes por minuto del pozo. • Control del punto de Pump-Off. • Posibilidad de arranque / parada a distancia .


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VENTAJAS

• Disminución estimada del 80 % del Downtime . • Optimización de tiempos operativos de las cuadrillas de mantenimiento . • Alto valor agregado en flujo de información de gestión ( Infoprod - Mantec) • Alto valor agregado en la operación de producción y mantenimiento .

OPORTUNIDAD DE MEJORA La compañía con el aporte de su personal y con el objetivo de lograr nuevos niveles de competitividad ha diseñado un nuevo modelo operativo que eliminará las pérdidas operativas y posibilitará un incremento en la frecuencia de recorrido de los pozos. Este modelo ayuda a detectar los problemas con anterioridad posibilitando, mediante una acción preventiva, realizar los trabajos correctivos necesarios para incrementar el tiempo medio entre fallas. Se crearon grupos formados con personal propio y de empresas contratistas, cuya finalidad es la de llevar a cabo este concepto, compuesto en una serie de etapas, en donde la primera consiste en transferir los conocimientos de cada parte (producción / mantenimiento) operativo y técnico logrando una homogeneidad en la integración de diversas compañías. Otra de las Etapas, fue basada en la generación y confección de los puntos de inspección, - en adelante denominadas rutinas-. Es notable destacar que desde su inicio hubo una participación activa de todo el personal, tanto Operativo, como Líderes, Especialistas y el aporte permanente de la empresa proveedora de la herramienta. A fin de lograr esto se intentó aplicar una tecnología denominada HAND HELD (HH), que es similar a una computadora y que tiene los atributos característicos de una agenda electrónica (Palm). Lo que se buscaba era proveer un medio que permita la optimización del proceso de recolección de datos de campo, realizados por los equipos multifunción de GSJ. El HH forma parte de un modelo de información integrado de PAE para el área de operaciones, brindando la posibilidad de crear un inventario actualizado diariamente de las instalaciones de superficie. El diseño del software incluido permite utilizarlo como ayuda en la rutina de inspección, evitando la posibilidad de saltear alguno de los puntos que comprenden la misma. Este sistema además cuenta con la ventaja de reducir el tiempo de carga manual de transferencia de datos a sectores involucrados en el modelo operativo, mejorar la frecuencia en el cumplimiento de la supervisión de pozos comprendidos en cada rutina, disponer de datos en la locación y contar con recordatorios de seguridad. El HH cuenta con una password de seguridad para personalizar la información generada por cada usuario. Nos permite ir adecuando las rutinas, ya que diaria o semanalmente se realiza la programación de las mismas (cantidad de pozos a recorrer y tipo de rutina).


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METODOLOGÍA UTILIZADA Para desarrollar el sistema, se utilizó como base de información los datos que se relevan diariamente en las rutinas de pozos (boca de pozo- motor- aib). El método consiste en seguir una rutina punto por punto, de cada uno de los elementos que componen la locación, como así también las frecuencias, que fueron acordadas, discutidas largamente y consensuadas entre los líderes de mantenimiento y producción del Área Cerro Dragón, utilizando como metodología el diagrama de pareto basándonos en la recolección de datos (anteriormente documentada en planillas), y de ésta manera lograr un monitoreo documentado de los datos de cada pozo en forma permanente. Cabe destacar, que a diferencia de otros planes pilotos, en este caso se incorporó en la etapa inicial del diseño, buscando como premisa la participación de cada uno de los sectores involucrados, incorporando la herramienta al servicio de los operadores y no a la inversa. Por tal motivo y como ya mencionamos anteriormente, los usuarios se involucraron activamente desde su etapa inicial aplicando distintas herramientas de calidad. En el proceso de generar ideas se utilizó el Brainstorming, y para dar respuestas a los inconvenientes de los puntos de inspección de las rutinas la matriz de impacto. En un próximo paso para facilitar nuestro trabajo y el manejo óptimo de la tecnología al servicio de la operación, se vincularán los programas MANTEC e INFOPROD con la base de datos HH, eliminando por otra parte, la duplicidad en el trabajo de transferencia de información, ya que con sólo la validación del Líder (mantenimiento - producción) se genera en caso del Mantec el pedido de trabajo, y en el caso del Infoprod el ingreso de los datos de producción. Durante el desarrollo de la confección de las rutinas, se puso especial énfasis en dar un orden a los puntos de inspección realizando el Porqué? Porqué?, y de esa forma dar respuesta a la consigna más importante de la compañía que es preservar la seguridad de la persona en el momento de realizar la tarea. Analizando otro punto que afecta a la seguridad de la persona y eliminando toda posibilidad de lesiones durante el traslado del HH, los móviles cuentan con un soporte para el traslado del mismo, evitando de esa forma que el elemento sea despedido como un proyectil en caso de una maniobra brusca o frenada imprevista. También se aplicó el método causa-efecto para llevar un control de las fuentes de contaminación detectadas, aportando información valiosa para así llevar a cabo el programa de cumplimiento de la norma ISO 14001.

• “Cumpla los Procedimientos”.


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Visualización del Diseño de la Rutina con sus Resultados PRODUCTO DEL EQUIPO Con respecto a los recorridos se logra obtener una visualización gráfica entre lo programado y lo cumplido, de ésta forma se puede optimizar la programación de visita a los pozos, como así también se recaba una alta calidad de información y además disponible en el día. Teniendo en cuenta todo lo mencionado anteriormente se obtiene una información detallada de los tiempos realizados en cada rutina y tiempo total de vista en locación. Toda la información relevada, es almacenada en una base de datos que permite la obtención de estadísticas actualizadas en tiempo real, como así también la visualización resaltada de las observaciones/ anormalidades de los recorridos cumplidos. Lo mencionado anteriormente es accesible mediante la red de la compañía ( LAN- WAN ). Como comentario adicional podemos mencionar que la disponibilidad de la base de datos generada permite eliminar el almacenaje de información en papel.


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RESULTADOS Los resultados específicos que soportan los beneficios de esta herramienta, son entre otros, la ganancia de tiempo en el control y chequeo de la operación, ya que luego la transferencia de datos es automática a través de la interface del Sistema Hand Held con las aplicaciones Infoprod y Mantec. El logro total del proceso que comprende el relevamiento de información y la posterior generación de pedidos de trabajos (Mantec) y carga de datos de producción en el actual sistema (Infoprod) nos reduce el tiempo de dedicación a los mismos en un 50 % del tiempo actual. La pérdida operativa es optimizada, ya que se cuenta con la información de un tiempo real de visita en la locación a través del detalle de realización de cada tarea. Como resultado, se obtuvo una grata experiencia ya que se rompió con el mito de la resistencia a la utilización de una herramienta informática, teniendo como contraposición la aceptación de los usuarios debido a la amigabilidad y sencillez en el uso de esta nueva tecnología, tanto para la operatibilidad en campo, como para la visualización en la red de la información obtenida. APRENDIZAJES Realizando un estudio del mercado y observando como resuelven otras empresas el inconveniente de relevamiento de datos y su posterior ingreso, Coca-Cola utiliza los Hand Held como solución; si bien la industria a la que se hace referencia no tiene relación con la del petróleo, se observó que dicha tecnología puede adecuarse a las necesidades que requiere la operación que involucra a Pan American Energy. Una de las ventajas que aplica éste sistema (HH), es que tiene la virtud de poder ser utilizado por el operario a la intemperie en condiciones climáticas adversas, siendo que anteriormente el relevamiento de datos debía ser efectuado con elementos de uso convencional (Lápiz, papel), ocasionando un trastorno para la interpretación de la información debido a la calidad de la presentación de la misma. Por otra parte, se reducen los tiempos de carga manual hacia las diversas bases de datos, que normalmente limitan los tiempos operativos, disminuidos por la excesiva dedicación enfocada a las tareas administrativas. Adquirimos como hecho importante, la aceptación de la tecnología sin condiciones por el usuario final para ser incorporado en el desarrollo diario de sus actividades. Esto es muy importante para quienes tienen a cargo la implementación del proyecto Hand Held, motivo por el cual todos los comentarios de feedback son utilizados para la optimización y mejora continua durante la confección de los puntos de inspección, sin tener la preocupación por la resistencia u oposición que normalmente dificulta el avance de un proyecto. Refiriéndonos a la arquitectura de la Base de Datos del Sistema (HH), se desarrollo la misma teniendo en cuenta el lenguaje empleado en las Aplicaciones Mantec e Infoprod de la compañía, con lo cual facilitará en el futuro desarrollar las convenientes interfaces sin tener ningún tipo de incompatibilidad en el momento de la trasferencia de información. Como corolario de todo lo mencionado, podemos concluir reflexionando que, la tecnología puede ayudarnos a ser más eficientes para desarrollar las tareas que comprenden nuestras responsabilidades y obtener de ésta manera un mejor rendimiento de nuestro desempeño.


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De acuerdo a la experiencia obtenida en esta primera fase de implementación observamos la posibilidad de expansión en las siguientes áreas de operación: Incorporación de nuevas rutinas:

• Equipos de especialistas. • Pozos con motor eléctrico, ESP. • Estaciones Satélite. • Otras instalaciones de superficie.

Incorporación de la Orden de trabajo.

• Salud. • Seguridad. • Medio Ambiente.

Manual de Producción–PAE-Argentina 1-XI

XI - CORROSIÓN DE LOS METALES INTRODUCCIÓN. El transporte del fluido en nuestro yacimiento se realiza mediante distintos tipos de conductos que podemos clasificar en:

• (flowlines líneas de conducción): conducen el fluido desde el pozo a la estación satélite o a manifolds auxiliares. Están construidas con cañería de acero, roscada y/o soldada, de 6, 4, 3, y 2 pulgadas de diámetro. En K.Kaike, donde se presentan problemas de corrosión por el tipo de fluido que se transporta, se utilizan cañerias de ERFV ( epoxi reforzado de fibra de vidrio).

También están comprendidas dentro de esta clasificación los conductos que van desde los manifolds auxiliares a las estaciones satélite, línea de conducción general y línea(s) de conducción de ensayo(s), construidas con cañería de acero, roscada, y/o soldada,de 6, 4, y 3 pulgadas de diámetro respectivamente.

• oleoductos secundarios: transportan el fluido desde las estaciones satélite a las

plantas deshidratadoras de petróleo. Están construidos con cañería de acero, soldada, de 4, 6, 8 y 10 pulgadas de diámetro.

• oleoductos principales: oleoducto principal que transporta el petróleo desde las

plantas deshidratadoras de Anticlinal Grande, Valle Hermoso, Cerro Dragón, K.Kaike y P.Clavada, hasta el lugar de almacenamiento y entrega (Terminal de TERMAP en Caleta Córdova) o Pico Truncado. Está construído con cañería de acero, soldada, de 12 y 14 pulgadas de diámetro.

El tendido de estas cañerías es soterrado y en consecuencia, las de acero, están expuestas en mayor o menor grado a los efectos de la corrosión externa. CORROSIÓN DE LOS METALES Es un flagelo desde siempre, ya los Romanos revestían ciertas cañerías para evitar la herrumbre. La corrosión que nos ocupa es la que puede autogenerarse en las estructuras metálicas enterradas, se encuadra dentro del campo de la electroquímica. Los metales se corroen en presencia de un medio conductor de cargas eléctricas (electrolito), éste actúa de puente entre dos zonas de la estructura metálica, provocando la pérdida de material en determinados lugares de la misma debido a las reacciones electroquímicas que se producen. Habrá un cierto flujo de corriente desde ciertas áreas de la superficie metálica hacia otras áreas a través de una solución capaz de conducir la electricidad (electrolito). Ver [Fig. 1-XI (a)].

Manual de Producción–- PAE-Argentina 2-XI

Figura 1-XI


El circuito eléctrico externo, se cierra internamente mediante la solución, que por ser conductora de la electricidad recibe el nombre de electrolito. En consecuencia, una pila o celda de corrosión queda formada como se indica en el esquema. El término "ánodo" se utiliza para describir aquella parte de la superficie metálica que se corroe y desde la cual la corriente deja el metal para entrar en el electrolito. El término "cátodo" se utiliza para describir la superficie del metal desde la cual la corriente abandona el electrolito y vuelve al metal. El circuito se completa fuera del electrolito, a través del metal o en caso de dos piezas metálicas a través de un conductor que las une. El conjunto ánodo, cátodo, electrolito y conductor constituye lo que se denomina celda de corrosión o galvánica. (Fig 2-XI-a Fig 2-XI-b) En el caso de una tubería enterrada, el ánodo es una parte de la superficie de la cañería, denominada zona anódica, el cátodo similarmente es un área de la cañería denominada zona catódica. El conductor metálico que posibilita la corriente de electrones es el tramo de caño que interconecta las zonas anódicas y catódicas. El electrolito, en este caso es el terreno. En lo que concierne a la corrosión en suelos y aguas, los metales se corroen por la formación en su superficie de gran cantidad de celdas galvánicas. Existen dos tipos de celdas galvánicas, la constituida por diferencias en el metal y la constituida por diferencias en el electrolito. El hecho que hace que los metales se corroan es una consecuencia natural de su inestabilidad en la forma metálica. Para alcanzar este estado metálico a partir de su estado en la naturaleza, los minerales absorben y almacenan, para un consumo posterior por la corrosión, la energía requerida para liberar los metales de sus componentes naturales. La cantidad de energía requerida y almacenada varía de metal a metal. Si a cualquier metal se lo deja en contacto con un medio adecuado tenderá a descargar dicha energía almacenada, retornando a su estado natural. Aquellos metales que almacenan mayor energía durante el proceso de obtención tendrán mayor energía para entregar a su medio ambiente, es decir se corroerán con mayor facilidad. Las diferencias de potencial de las medias células son una medida de la tendencia de la reacción que va a ocurrir. Para propósitos de comparación, el potencial del electrodo normal de hidrógeno ha sido puesto, arbitrariamente, a cero voltios. Todos los otros potenciales se refieren a este electrodo normal de hidrógeno.


Cuanto mas reactivo sea el metal, menos positivo (mas negativo) es su potencial normal. En el caso del hierro, es –0.440 volt. Recíprocamente, cuanto mas noble es el metal, mas positivo es su potencial. En el caso del oro, es + 1.68 volt. La Tabla siguiente enumera los potenciales normales de varios metales.

Metal Potencial Norma (Voltios)

Extremo Activo Potasio - 2.922 Magnesio -2.34 Aluminio -1.67 Zinc -0.762 Cromo -0.710 Hierro -0.440 Niquel -0.250 Hidrogeno -0.000 Cobre +0.345 Plata +0.800 Platino +1.20 Oro +1.68

Extremo pasivo Un ejemplo lo constituyen las conexiones entre cañerías y válvulas de diferentes metales [Fig. 1-XI (b)]. De acuerdo a la tabla, la cañería de hierro tiene más energía disponible para la corrosión que la válvula de bronce, en consecuencia la cañería se comporta como ánodo y la válvula como cátodo. La corriente de corrosión abandona la cañería y se introduce en el electrolito, luego abandona el electrolito y vuelve al metal de la válvula. Otro caso de celda galvánica, por diferencias en el metal, lo constituyen las conexiones de tramos de cañería nueva con cañería vieja de un mismo metal, por ejemplo un reemplazo de cañería [Fig. 2-XI (a)]. Aquí la celda se forma porque la cañería vieja ya ha entregado parte de su energía al medio ambiente, mientras que el tramo nuevo tiene toda su energía disponible para la corrosión. Al efectuar el reemplazo de la cañería, el nuevo tramo se corroerá más rápidamente además de existir la condición corrosiva del suelo se está favoreciendo la formación de la celda. Las diferentes condiciones de la superficie de un mismo metal [Fig. 2-XI (b)], constituyen otro ejemplo de formación de celdas galvánicas. Cuando la superficie del metal presenta irregularidades, como ser extremos de roscas o marcas producidas por herramientas durante la instalación, estas zonas son anódicas respecto del resto de la superficie del metal. Esto se debe a que al trabajar el metal en frío se produce una concentración de tensiones en esos puntos, que le adiciona cierta energía que queda almacenada y disponible para la posterior corrosión.


Figura 2-XI

(b)


DIFERENCIAS EN EL METAL a. Diferencias de los suelos. Este tipo de celda galvánica es la responsable de gran

parte de la corrosión que tiene lugar en los suelos. Las cañerías, por ejemplo, atraviesan diferentes suelos en su recorrido [Fig. 3-XI (a)]. En cada caso, donde dos suelos diferentes están en contacto con la misma pieza de metal es posible que se forme la celda. La mayoría de las veces, en suelos naturales, la porción del caño que se encuentra en el suelo con mayor concentración de sales es el "ánodo", mientras que la que se halla en el suelo menos concentrado es el "cátodo". Los suelos húmedos, por sí mismos, actúan como electrolito y la cañería constituye el circuito de conexión. La corriente fluye del área anódica al suelo, luego a través del suelo al área catódica y finalmente a lo largo del caño al área anódica. Las sales disueltas en el suelo son muchas y variadas, usualmente incluyen compuestos de aluminio, calcio y magnesio, además puede haber sulfatos, cloruros, hidróxidos, etc.

b. Aireación diferencial. Denominadas también celdas de concentración de oxígeno.

Son muy comunes en caños enterrados [Fig. 3-XI (b)]. El caño descansa usualmente sobre terreno no removido en el fondo de la zanja, a ambos lados y en la parte superior del caño se encuentra el suelo de relleno relativamente suelto que ha sido reemplazado. A causa de que este relleno es más permeable al oxígeno, que se difunde desde la superficie, se forma una celda. El "ánodo" es la superficie de la parte inferior del caño, mientras que el "cátodo" es el resto de la superficie, el electrolito es el terreno y el circuito de conexión es el metal mismo del caño.


Figura 3-XI


RESISTIVIDAD DEL ELECTROLITO El suelo se presenta en muchas variedades y posee propiedades físicas diferentes que se pueden medir, en particular interesa la determinación de la cantidad de las varias sales disueltas. Una manera de conocer aproximadamente la cantidad total de sales disueltas en el suelo es midiendo su "resistividad eléctrica". Los terrenos salitrosos, son muy conductores, tal como sucede en las atmósferas marinas. Cuando mas conductivo es un suelo, mas agresivo se considera para la estructura metálica que lo atraviesa. La resistividad es una propiedad de la sustancia, cualquier material capaz de transportar corriente tiene cierto valor de resistividad característico de la sustancia, se expresa en "ohm-cm". Cuanto menor sea la resistividad del electrolito, más activo será éste. A continuación se indica el grado corrosivo de los suelos de acuerdo al valor de resistividad:

Resistividad (OHM-CM) Tipo de suelo

0 – 1000 Muy corrosivo

1000 – 3000 Corrosivo

3000 – 5000 Medianamente corrosivo

5000 – 10000 Levemente corrosivo

10000 o mayor Normalmente no corrosivo

En el control de la corrosión de cañerías enterradas las mediciones de resistividad son importantes en dos aspectos: ayudan a predecir la corrosividad probable del suelo y son necesarias para un diseño correcto de sistemas de protección catódica.


TIPOS DE CORROSIÓN La corrosión toma muchas formas, dependiendo del metal y del medio ambiente en que se encuentre, y el proceso de corrosión bajo el cual se crea el daño. La figura siguiente muestra los tipos más comunes de corrosión. Los párrafos siguientes tratan las causas y efectos de cada uno. Corrosión uniforme sobre grandes áreas de superficie metálica es tanto la forma más común de corrosión como la más fácil de medir. Corrosión galvánica ocurre cuando dos metales diferentes se juntan por una senda conductiva; puede ser de naturaleza uniforme o no-uniforme. Corrosión de erosión ocurre cuando el flujo líquido y materiales lijantes impiden la formación de una membrana protectora y, exponen continuamente el material fresco al ambiente. El rozamiento y la cavitación son formas especiales de corrosión de erosión. Corrosión grieta, como el nombre lo denota, ocurre en grietas que se encuentran en empaquetaduras, juntas solapadas, tornillos o roblones; o es creada por depósitos de barro o acumulación de productos de corrosión. Picadura se caracteriza por la formación de huecos superficiales en una superficie de otra manera relativamente inatacada. Una picadura entonces, es efectivamente una grieta formada en sí. Exfoliación se caracteriza por una apariencia escamosa y ampollada de la superficie. La exfoliación es muy común en aleaciones de aluminio.


Lixiviación selectiva implica remoción de un elemento de una aleación. La más común por ejemplo, decincado (dezincification), remueve el cinc de las aleaciones de latón Corrosión intergranular Ataque localizado o es un selectivo a las fronteras reticulares. Corrosión a fuerza es un ataque localizado e insidioso que ocurre la mayor parte por dentro del metal, en donde no puede ser observado. Rupturas casi imperceptibles se forman en la superficie, luego crecen hacia adentro, para destruir, la integridad del metal. PROCESOS DE CORROSIÓN Los procesos de la corrosión a menudo involucran, de maneras complicadas, aspectos de química, metalúrgia, y electroquímica. Dependiendo del ambiente, factores metalúrgicos y aspectos microesctructurales pueden o no influir reacciones de corrosión. Las variables microestructurales. generalmente ejercen poco efecto en los régimenes de corrosión uniforme de metales y aleaciones, pero parecen influir marcadamente esas reacciones de la corrosión en las cuales ocurren ataques de corrosión localizados o preferenciales. El régimen del ataque destructivo dependerá de condiciones como precisión, temperatura, velocidad, pH, composición química. El grado de la corrosión no puede ser anticipado antes de la exposición y, en muchos casos, debe ser determinado experimentalemente. Se está haciendo rápido progreso en el desarrollo y uso de materiales nuevos y mejores, aunque este avance es parcialmente anulado por más grandes demandas de estos materiales. Todas las formas de la corrosión son perjudiciales, costosas y peligrosas. CONTROL DE LA CORROSION. El control de la corrosión se realiza para eliminar o disminuir la acción del medio ambiente sobre el material a proteger. Para ello se utilizan distintos sistemas de protección, a saber: 1. REVESTIMIENTOS ANTICORROSIVOS

Su función es evitar el contacto directo entre la superficie metálica de la cañería y el electrolito con el fin de separarlas eléctricamente. En nuestra operación se utilizan básicamente tres tipos de revestimientos anticorrosivos: cintas plásticas, bituminosos y polipropileno expandido. Los primeros se aplican en frío, están compuestos por una base de pintura imprimadora, una envoltura de cinta de polietileno y finalmente una envoltura, para protección mecánica de la anterior, de velo de vidrio saturado en asfalto. Los bituminosos están compuestos por una base de pintura imprimadora, una capa de esmalte de base asfáltica de aplicación en caliente, una envoltura de velo de vidrio hilado, una segunda capa de esmalte de base asfáltica en caliente y finalmente una


envoltura de velo de vidrio hilado saturado como protección mecánica. Comúnmente este revestimiento se conoce como de doble cobertura. Si bien el oleoducto principal fue revestido originalmente con cinta de polietileno sobre base asfáltica y con una protección mecánica de asbesto en asfalto, las reparaciones se realizan con revestimiento bituminoso de doble cobertura. El revestimiento plástico se usa en oleoductos secundarios y en líneas de conducción. El revestimiento anticorrosivo con polietileno o polipropileno extendido, llamado normalmente tricapa, se forma sobre la superficie del tubo granallado y calentado previamente, aplicando una capa de epoxi en polvo y en forma sucesiva se extruye el adhesivo y el polietileno en varias capas, hasta adquirir el espesor deseado. Este tipo de revestimiento es adecuado para temperaturas entre –40 y 80 grados centígrados como alternativa, en lugar de polietileno se puede utilizar polipropileno aplicando su uso hasta 120ºC. Para los tres tipos de revestimiento, debe efectuarse una limpieza a fondo de la superficie de la cañería mediante arenado o granallado, antes de la aplicación de la base de pintura imprimadora. De lograrse un revestimiento anticorrosivo perfecto, la corrosión no ocurriría pues no habría posibilidad de que la corriente que la ocasiona abandone la estructura. En la práctica los revestimientos no son perfectos, por lo general presentan muchas fallas de índole diverso (por ejemplo debidas al manipuleo, aplicación del revestimiento, fallas del material, etc.), que permiten la formación de áreas anódicas y catódicas, localizadas en las fallas, y por lo tanto la corrosión de dichas áreas. Justamente para asegurar la defensa de aquellas zonas de revestimiento fallado es que se utiliza la protección catódica.

2. PROTECCIÓN CATÓDICA.

Como ya se explicó, la corrosión se produce donde la corriente abandona el metal (áreas anódicas); donde la corriente fluye desde el suelo hacia la cañería (áreas catódicas) no se produce corrosión.

Definicion Como un primer paso es necesario acordar una definición para la "protección catódica'' de manera que pueda establecerse una base sobre la que pueda construirse un mejor conocimiento de la manera en que funciona y de su utilización -práctica. La protección catódica se define como: "Reducción o eliminación de la corrosión haciendo un cátodo del metal por medio de una corriente continua fija o conexión a un ánodo de sacrificio (usualmente magnesio, aluminio o cinc)". Un cátodo es el electrodo donde se produce la reducción (con prácticamente ninguna corrosión). Previa a la aplicación de la protección catódica, la mayoría de las estructuras susceptibles de corrosión tendrán áreas catódicas y anódicas (áreas donde se produce la corrosión). Se desprende, entonces, que si todas las áreas anódicas pueden ser convertidas en áreas catódicas, la estructura entera se convertirá en un cátodo eliminándose la corrosión.


Como Funciona La Proteccion Catodica El segundo paso es mostrar como la aplicación de una corriente eléctrica continua a una estructura metálica que se corroe puede transformarla en un cátodo en toda su extensión. Para comenzar la corriente eléctrica continua se encuentra asociada con el proceso de corrosión en una estructura metálica enterrada o sumergida. Esto está ilustrado en la Fig.(1-XI) la cual muestra el flujo de la corriente continua entre las áreas anódica y catódica de una sección de un caño enterrado. Como se muestra, existe una corriente continua fluyendo de las áreas anódicas hacia el terreno, a través del terreno y vuelta hacia las áreas catódicas y vuelta a través del mismo caño para completar el circuito. Para un voltaje impulsor dado (potencial galvánico entre ánodo y cátodo) el flujo de la corriente (o cantidad) se encuentra limitado por factores tales como la resistividad del ambiente (expresada normalmente como ohm-centímetros) y el grado de polarización en las áreas anódicas y catódicas. La corrosión se produce donde la corriente se descarga del metal al terreno en las áreas anódicas. Donde la corriente fluye desde el ambiente hacia caño (áreas catódicas), no se produce corrosión. Entonces, el objetivo al aplicar la protección catódica a una estructura es forzar a la superficie entera expuesta al ambiente a recibir corriente del ambiente. Cuando se ha conseguido esta condición, toda la estructura expuesta será un cátodo y la corrosión puede ser mitigada exitosamente. La manera básica en la cual se consigue la protección catódica está ilustrada en la Fig. 2-XI -la cual muestra como la sección que originalmente se corroía en el caño de Ia Fig.1-XI ha sido convertida en un cátodo con bloqueo de todas las áreas de descarga de corriente en la superficie del caño. De la inspección de la Fig. 2-XI puede verse que la corriente de protección catódica debe fluir dentro del ambiente desde una conexión especial del terreno (usualmente llamado dispersor de corriente) establecida para ese propósito. Por definición, los materiales utilizados en los dispersores son ánodos y debe producirse un consumo de material(corrosión). Se sigue entonces, que la corrosión no ha sido eliminada por la aplicación de la protección catódica sino que ha sido transferida de la estructura a proteger hacia ubicaciones conocidas(dispersores) los cuales pueden ser diseñados para descargar la corriente de dispersión catódica por un periodo razonablemente largo y que, una vez consumido, pueden ser reemplazados sin interrupción en la función normal de la estructura bajo protección. De lo hecho hasta ahora, resulta obvio que el principio básico de la aplicación de la protección catódica es muy simple. Sin embargo, al intentar la aplicación práctica de este método de control de corrosión, aparecen enseguida varías preguntas que necesitan aclaración. Estas incluyen por ejemplo: ¿Qué corriente mínima se necesita para proteger una estructura dada?; ¿cuál es la fuente de corriente continua que debe utilizarse?; ¿cómo debe diseñarse realmente la instalación? ¿y cómo puede asegurarse, en una estructura completamente enterrada, si toda su superficie se ha convertido realmente en un cátodo y toda la corrosión se ha detenido?. Son respecto a lo que puede hacer la protección catódica debe ser capaz de fluir a través de un ambiente conductor a la superficie metálica que se protege. Tomando un conducto como ejemplo, una instalación básica de protección catódica como la mostrada por la Fig. 2-XI puede proteger solamente aquellas superficies externas de


la cañería que se encuentran en contacto con un ambiente conductor. Las superficies internas de la cañería no recibirán protección. Esto se cumplirá aun cuando la cañería puede contener un material conductor, dado que la corriente es interceptada por la cañería y devuelta a su fuente. Cualquier porción del sistema de la cañería expuesta al aire (tales como porciones de superficies, válvulas, cabezales múltiples de superficie, etc.) no puede recibir nada de la corriente de protección desde que el aire no transportará corriente a las superficies no enterradas. Si debe protegerse un conjunto de estructuras con poca separación entre ellas tales como una cantidad de cables de energía eléctrica o comunicaciones forrados en plomo, la corriente del sistema simple de protección catódica mostrado en la Fig.2-XI, fluirá en su mayoría a las superficies ubicadas más afuera en el conjunto de cables. Relativamente poca corriente a las estructuras más internas en el conjunto. Esto está ilustrado por la Fig. 3-XI. Dado que el flujo de corriente a las estructuras más internas del conjunto es limitado, la cantidad que alcanza dichas superficies puede no ser suficiente para protegerlas adecuadamente aun cuando las estructuras más exteriores del conjunto se encuentren recibiendo plena protección catódica. A esto se lo llama "pantalla eléctrica" desde que las superficies de las estructuras metálicas en las porciones más exteriores del conjunto interceptan el flujo de corriente protectora y alejan de ella las estructuras más interiores. Donde se encuentran problemas especiales (tales como la pantalla eléctrica mencionado anteriormente y la protección de las superficies interiores de las cañerías que transportan material corrosivo), pueden utilizarse tipos especiales de sistemas de protección catódica. Estos sistemas especiales serán descriptos más adelante.

Fuentes De Corriente De Protección Catódica A continuación se describen las diferentes fuentes de energía eléctrica necesarias para vencer las corrientes de corrosión que se producen en una estructura transformándola en un cátodo.


Ánodos Galvánicos Galvánico quiere decir a menudo “un contacto metálico disímil "que resulta en un potencial electrolítico. En una unión metálica disímil un ánodo es el miembro que se corroe. Un ánodo galvánico (también conocido como “sacrificio”) puede ser descripto como un metal que tiene una diferencia de voltaje con respecto a la estructura que se corroe y que descargará la corriente que fluirá a través del ambiente a la estructura. Para efectuar esto, el ánodo galvánico debe estar conectado eléctricamente a la estructura a proteger catódicamente y debe estar en contacto también con el ambiente conductor que contiene la estructura. Esto es mas simple de lo que parece. La Fig. 4-XI contiene los elementos esenciales. Como se muestra en la Figura puede medirse un voltaje entre la estructura que se corroe y el Material que va a utilizarse como ánodo. La estructura debe ser positiva (+) con

respecto al ánodo antes que el ánodo pueda descargar corriente.

Existen ciertos requerimientos para que un material sea un ánodo galvánico práctico. (1) - El potencial entre el metal del ánodo y la estructura que se corroe debe ser lo suficientemente grande como para vencer las células ánodo-cátodo en la estructura que se corroe. (2) - El material del ánodo debe poseer el contenido de energía eléctrica suficiente para permitir una vida útil suficientemente larga con una cantidad práctica de material anódico. (3) - Los ánodos deben tener buena eficiencia. Esto significa que debe disponerse de un porcentaje alto del contenido de energía eléctrica del ánodo para una producción de una corriente de protección catódica útil. El resto de la energía que se consume en la auto-corrosión del ánodo debe ser muy pequeña.

Figura 4-XI


corriente de protección catódica útil. El resto de la energía que se consume en la auto-corrosión del ánodo debe ser muy pequeña. El contenido de energía eléctrica de un material anódico es una característica básica del metal utilizado. Se expresa en ampere-hora/ kilo (libra). Por ejemplo, el cinc puro tiene un contenido teórico máximo de energía eléctrica de 820,1ampere-hora/ kilo (372 amp-h/ libra), Esto significa que si un ánodo de cinc descarga un ampere continuamente, un kilo se consumiría en 820,1 horas (1 libra = 372 horas) - o, si descarga 1/10 . de ampere le llevaría 8201 horas (alrededor de 48 semanas) para consumir 1 kilo (ó 3720 horas = 22 semanas para consumir una libra). Realmente, el cinc opera típicamente, con alrededor de un 95% de eficiencia . Esto significa, entonces, que el contenido de energía disponible para una producción de corriente útil sería de 820,1 x 0,95 = 779 amp-h/kilo (372 x 0,95 = 353 amp-h/libra). Otra manera de expresar esto es en términos de kilos por ampere-año (libras por ampere-año). Con una producción útil para el cinc de 779 amp-hora/ kilo (353 amp-hora/libra) la conversión sería: Hora por Año / Amp-hora/kilo = kilo/amp-año 8760 / 779 = 11,2 Hora por Año/ Amp-hora/Lbs. = Lbs./amp-año 8760 / 353 = 24,8 Significa qué peso de cinc será consumido de un ánodo descargando un ampere por un año. El valor de "kilo/ampere-año"(libra/amp-año) es útil en calcular la vida esperada de una instalación de un ánodo galvánico. Los ánodos de sacrificio se suministran en bolsas con un material relleno (backfill) para asegurar un mejor y uniforme contacto con el suelo, esto significa menor resistencia de contacto y por lo tanto menor pérdida de energía. En nuestro Yacimiento utilizamos ánodos de magnesio y de zinc. Dada la complejidad del trazado de las líneas de conducción y oleoductos en todo el Yacimiento (cañerías adyacentes o cercanas, trazas cortas, etc.), falta de energía eléctrica y requerimientos de corriente relativamente bajos, se ha optado por el uso de ánodos de sacrificio de magnesio de 17 libras. En las inmediaciones de los colectores de líneas, las cañerías son protegidas con ánodos de zinc en cinta de 0.25 libras/pie, dado que están muy cercanas entre sí y en muchos casos cruzadas.


Sistemas De Corriente Impresa

La ilustración utilizada en la Fig. 5-XI para mostrar como se aplica la protección catódica también es típico de un sistema de protección catódica de corriente impresa. Esto se utiliza cuando la energía requerida para lograr la protección catódica supera a la que disponer los ánodos galvánicos. Con tal sistema, no se depende de los ánodos galvánicos como fuente de energía eléctrica. En su lugar, se conecta o fija alguna fuente externa de corriente continua entre la estructura a proteger y los ánodos dispersores. El terminal Positivo de la fuente de energía debe estar siempre conectado al dispersor el cual es forzado entonces a descargar tanta corriente de protección catódica como resulta deseable. Esto es importante. Si se comete un error y el terminal positivo se conecta erróneamente a la estructura a proteger, la estructura se convertirá en un ánodo en lugar de un cátodo y se corroerá activamente,

justamente lo opuesto al resultado deseado. Como se menciona anteriormente, los ánodos dispersores forzados a descargar la corriente se corroerán.

Un punto importante para recordar es que todas las partes enterradas del dispersor conectadas al terminal positivo de la fuente de energía pueden descargar corriente y corroerse en cualquier punto donde el metal se encuentre en contacto con el ambiente conductor en el cual se encuentre colocado el dispersor. Esto incluye el cable del rectificador a los ánodos dispersores y el cable que interconecta los ánodos entre si. Para evitar la descarga de corriente de los cables deben proveerse conductor de alta calidad de aislación eléctrica, adecuados para uso subterráneo y todos los empalmes y conexiones deben estar perfectamente aislados. Ante cualquier defecto en el sistema de aislación del cable se producirá descarga de corriente que corroerá el conductor hasta que se corta, rompiendo por lo tanto la conexión eléctrica entre el rectificador y todo o parte de la instalación del dispersor.

Figura 5-XI


Por contraste, todos los conductores enterrados que conectan los ánodos galvánicos auto-generadores de energía a una estructura protegida están sometidos a la toma de corriente del ambiente y se encuentran libres de corrosión. Se utiliza aislación sobre esos alambres para evitar que recoja una corriente innecesaria. Esto es también para el cable aislado que se extiende del terminal negativo de la fuente de corriente impresa a la estructura protegida. Cuando se especifican sistemas de protección catódica de corriente impresa, la fuente de energía más utilizada es un rectificador. Este es un dispositivo provisto con energía de los sistemas de electricidad, que convierte la corriente alternada a una corriente continua de voltaje menor por medio de un transformador reductor y un dispositivo rectificador que utiliza comúnmente elementos de silicio o selenio. Estos elementos tienen baja resistencia al flujo de corriente en una dirección y una alta resistencia en la dirección opuesta. La Fig. 5-a-XI muestra un circuito simplificado de un rectificador utilizando un elemento rectificador conectado en "puente" el cual se utiliza en la mayoría de los sistemas de protección con rectificador. Los símbolos en forma de flecha en los elementos rectificadores muestran la dirección en que la corriente puede fluir libremente. Para la fuente usual de corriente alternada de 60 ciclos la dirección del flujo de corriente se invierte 120 veces por segundo. Refiriéndose a la Fig. 5-a-XI, en algún momento, puede estar originándose la corriente en la conexión (1) en el transformador secundario. El único paso que esta corriente podrá tomar será a través de la rama (C) del rectificador conectado en puente, a través del circuito externo (disperso hacia la estructura protegida) y a través de la rama (B) del rectificador para retornar al enrollamiento secundario en (2). Un ciento veinte de segundo

después, la dirección de la corriente habrá invertido y originará en la conexión (2). Bajo esta condición, el único paso que puede tomar para alcanzar la conexión (1) será a través de la rama del rectificador (D), el circuito externo y la rama del rectificador (A). Para cualquiera dirección del flujo de corriente alternada, el flujo de corriente a través del circuito externo se produce en una dirección solamente (corriente continua). Se debe insistir sobre una precaución: Nunca se debe conectar el terminal positivo (+) de una fuente de energía de corriente fija a la estructura a proteger. Si así se hace, en lugar de protegerlo se puede corroer malamente.

Figura 5-a-XI


OTRAS FUENTES DE ENERGÍA En algunas circunstancias donde pueda ser deseable instalar un sistema de protección catódica de corriente impresa, puede no estar disponible una de corriente alternada. En tales casos existen otras fuentes de energía directas de corriente continua que pueden utilizarse en lugar de rectificadores. Estas incluyen: (1)- Baterías. De aplicación Iimitada donde la necesidad de la extracción de corriente es muy baja (2)- Equipos Generadores. Para consumos grandes de energía, poseen un motor para el.

cual debe proveerse combustible que acciona un generador de corriente continua o un generador de corriente alternada que se utiliza con un rectificador

(3)-Generadores termo-eléctricos. Un generador termoeléctrico está constituido por

termocuplas que generan corriente continua bajo la acción de calor producido por combustión de gas natural. La capacidad de energía de estas fuentes es limitado (se obtienen bajos valores de corriente y voltaje) y por lo tanto su uso también es limitado.

En nuestra operación utilizamos el sistema para la protección de los oleoductos principales, algunos oleoductos secundarios y protección de Casing en el yacimiento de K.Kaike. Los ánodos dispersores utilizados son de hierro-silicio tipo tubular de aproximadamente 2" de diámetro y 2 m de largo. Las fuentes de energía la constituyen los rectificadores en su gran mayoría y en algunos casos particulares un termogenerador. El rectificador convierte la corriente alterna en corriente continua de menor voltaje, mediante un transformador reductor y un dispositivo rectificador de corriente. Por ende es utilizado en aquellos lugares que cuentan con energía eléctrica. Es factible proteger catódicamente una instalación enterrada sin revestimiento, pero ello implica un mayor costo de instalación y mantenimiento debido a un gran requerimiento de corriente. Las funciones de ambos tipos de protección, revestimiento anticorrosivo y protección catódica, se complementan y guardan estrecha relación al punto de ser imprescindible una para la otra. Resulta prácticamente imposible la aplicación de protección catódica sin la existencia de cobertura aislante dados los costos del procedimiento como tampoco es posible pretender una protección segura con la sola existencia del revestimiento teniendo en cuenta sus imperfecciones. El tendido de cañería revestida y con protección catódica, para el caso de oleoductos secundarios y líneas de conducción, se inició en el año 1979. Desde entonces se lleva a cabo un programa de reemplazos de cañería desnuda, que fuera instalada con anterioridad. Con el transcurso de los años el registro de pérdidas y/o roturas, evidencia un avanzado estado de corrosión de estas cañerías.


JUNTAS DE AISLACIÓN

Son accesorios que se utilizan para aislar eléctricamente distintas partes de la estructura metálica que componen la celda de corrosión. Se utilizan en las conexiones de metales diferentes, reemplazos de cañerías, para aislar cañerías protegidas de otras que no lo están y en especial para conexiones entre cañerías enterradas e instalaciones de superficie, tales como puentes de producción en pozos, calentadores de líneas, manifolds de estaciones, conexiones de instrumentos, etc. Los accesorios aislantes utilizados en el yacimiento son junta plana, camisa para espárrago y arandela aislante para el caso de uniones bridadas, uniones dobles aisladas para el caso de conexiones roscadas, y juntas aislantes tanto para soldar como para enroscar.

CAÑERÍAS DE PRFV Y ERFV.

Durante un tiempo se decidió usar cañería de fibra de vidrio reforzada de 3 pulgadas de diámetro, para tendido de líneas de producción en reemplazo de la cañería de acero en el área de C. Dragón. Al ser un material no corroíble, se evita el revestimiento y la protección catódica. Esta alternativa parecía muy atractiva, más aún si tenemos presente algunas ventajas adicionales como lo son la instalación, el transporte, la reducción en la deposición de parafina. Se evaluaron los inconvenientes del caso, como roturas por impacto (por ejemplo por efecto de la acción de una máquina retroexcavadora en las inmediaciones), roturas por efecto de sobrepresiones momentáneas (por ejemplo desplazamiento de petróleo muy viscoso a bajas temperaturas) costos de inversión y mantenimiento, con la finalidad de adoptar un plan de acción progresivo en el futuro con vistas al desarrollo de la perforación y la recuperación secundaria. En K.Kaike, debido a las características del agua de inyección, se utiliza cañería de EREFV de 3”, serie 1500, para los pozos inyectores. Igualmente algunos oleoductos y líneas de pozos productores de esa zona, fueron construidos con este tipo de material.

CONTROL DE LA PROTECCIÓN CATÓDICA Para controlar si la cañería está protegida catódicamente, se realizan mediciones de potencial cañería-suelo. La base de esto es que si la corriente está fluyendo hacia una estructura protegida, debe haber un cambio de potencial de ésta con respecto al suelo. Una cañería enterrada sin protección catódica tiene un potencial natural de aproximadamente -0.40 volts. Se ha comprobado que el hierro deja de ser anódico (no se corroe) cuando el potencial de la estructura es de -0.80 volts con respecto a un electrodo de referencia de cobre-sulfato de cobre (se ha adoptado como valor práctico -0.85 volts). El potencial cañería-suelo se mide con un voltímetro cuyo terminal negativo se conecta al punto de prueba (conectado eléctricamente con la cañería) y el terminal positivo se lo conecta al electrodo de referencia (cobre-sulfato de cobre). (Ver Fig. 6-XI).


Cualquier criterio utilizado en conexión con la protección catódica es un medio que puede ser usado para determinar sí una estructura supuestamente bajo protección catódica está o no realmente protegida completamente contra la corrosión. Potencial al Ambiente Las mediciones de potencial son usadas en su mayoría comúnmente como un criterio de protección. Las bases para esto es que si la corriente está fluyendo hacia una estructura protegida, debe haber un cambio en el potencial de la estructura con respecto al ambiente. Esto es a causa de que el flujo de corriente provoca un cambio de potencial el cual es una combinación de la caída de voltaje a través de la resistencia entre la estructura protegida y el ambiente y el potencial de polarización desarrollado en la super-ficie de la estructura. La resistencia entre la estructura protegida y el ambiente incluye la resistencia de cualquier pintura o recubrimiento eléctricamente aislante sobre la estructura. El resultado neto es que la estructura que se está protegiendo se hará más negativa con respecto a su ambiente. Esto está ilustrado por la Fig. 7-XI. Para ampliar un poco el concepto de la polarización, si solo se colectara la corriente suficiente en las áreas catódicas como para polarizarlas exactamente al potencial de

Figura 6-XI


circuito abierto de las áreas anódicas, la corrosión se detendría a causa de que no existiría más un potencial de conducción que cause el flujo de la corriente de corrosión. Sin embargo, en las aplicaciones prácticas de la protección catódica, es muy raro conseguir tal delicado equilibrio y el caso usual es tener un flujo neto de corriente en las áreas originalmente anódicas. Sin embargo, esto indica que la medición del potencial de polarización debe ser una buena manera de decir cuando la cantidad mínima de corriente dando plena protección está alcanzando la superficie metálica. Sobre estas bases, el lugar deseable para medir potencial debe ser a través de la interfase entre la cañería y el ambiente como se representa por los terminales marcados "potencial de polarización" sobre el circuito equivalente de la Fig. 7-XI. Realmente, en la práctica esto no es posible en gran cantidad de casos (particularmente en estructuras enterradas) y se hace necesario recurrir a potenciales medidos entre la estructura y la superficie del ambiente directamente arriba (o de otra manera la más cercana) de la estructura. El potencial medido incluye ahora el potencial de polarización más una porción de la caída de voltaje a través de la resistencia estructura-tierra remota como se muestra por el potencial medido entre la estructura y el punto A en la Fig. 7-XI. Bajo algunas condiciones, es deseable la medición del potencial entre la estructura y la tierra remotas punto C,


Figura 7-XI. Cambio de potencial estructura-suelo con el flujo de la corriente de protección catódica.

(a) Esquema general: A-Fuente de energía de protección catódica. B-Ánodo dispersor. C-Caño. D-Recubrimiento en la cañería E-Punto B contacto con el conducto. F-Voltímetro .Cuando está conectado como se muestra, la aguja se moverá hacia arriba en la escala cuando el sistema de protección es energizado y fuerza a la corriente a fluir a la superficie del caño G-Punto A de contacto con la tierra “ cercana”. H- Punto c de contacto con la tierra “remota” al terminal (+) del voltímetro

Figura 7-XI


(b) Circuito equivalente 1-Conducto dentro del “área de influencia” del dispersor.

A-Fuente de energía. B-Combinación de la resistencia ánodo-tierra y la resistencias de caño y ánodo a la tierra remota. C-Punto A de la tierra sobre el caño. D-Potencial polarizado. E-Punto B de contacto con el conducto.

(c) Circuito equivalente 2-Dispersor eléctricamente remoto del conducto.

A-Fuente de energía. B-resistencia de los ánodos dispersores a la tierra remota. C-Punto C (ver H en parte (a)). D-Resistencia entre el conducto y la tierra remota. E-Punto A en la tierra sobre el caño (ver G en parte (a)) F-Polarización (potencial). G- Punto V (ver E en parte (a))

La expresión "tierra remota" usada arriba y dibujada díagramáticamente en la figura 7-XI significa el conductor infinito (resistencia cero para los propósitos prácticos) que constituye la masa de la tierra. Con alguna idea de donde medir el potencial, la cuestión siguiente es como hacerlo y que lectura de voltaje es necesaria para indicar protección. Aunque en la medición de un potencial entre una estructura enterrada y la tierra, es bastante fácil visualizar un alambre(u otro conductor metálico) conectando un voltímetro a la estructura, conectar realmente un alambre del voltímetro a la tierra es otro asunto. Esto se hace por contacto de la tierra (u otro ambiente conductor) con un electrodo de referencia. Este es un dispositivo estable, adecuado para uso de campo, el cual permitirá resultados reproducibles. La Fig. 8-XI muestra como pueden tomarse las mediciones. En nuestra operación se efectúan controles periódicos, al menos dos veces al año y en distintas épocas estacionales (invierno-verano), del potencial cañería-suelo, de oleoductos y líneas de colectores auxiliares, a efectos de controlar si el grado de protección catódica es el requerido por la instalación. Sobre estos resultados se realizan los programas de mantenimiento (reemplazo de ánodos, reparación del revestimiento, reparación de puntos de prueba, etc.). En la actualidad se dispone de una terminal/voltímetro computarizado portátil con el cual se logra un importante ahorro de tiempo en el registro de datos. Básicamente este equipo consiste de un voltímetro, que mide la diferencia de potencial entre el suelo y la celda de referencia, y una terminal de datos portátil (de mano) que almacena las lecturas del voltímetro en una memoria RAM. Una vez tomados todos los potenciales de interés en el campo, dicha terminal se conecta a una PC y los datos son transferidos a un archivo en el disco rígido en un formato de hoja de datos. Un software dedicado (FERA) permite el fácil manejo de estos datos, pudiendo obtener en forma inmediata gráficos históricos, estadísticas, tendencias, etc. Este nuevo programa nos permitió reemplazar los archivos de potenciales que por muchos años se registraran en extensos archivos manuscritos y en los últimos años con una base de datos/planilla de cálculo comercial (Lotus).


A la fecha existen registros de potencial históricos de todos los puntos de prueba correspondientes al oleoducto principal y oleoductos secundarios y líneas genera y ensayo de colectores auxiliares. En poco tiempo más dispondremos de una base de datos similar para todos las líneas de conducción, dado que se está haciendo un relevamiento de las mismas en un plan para conocer la integridad de las instalaciones. Electrodos de Referencia Un electrodo de referencia común (llamado a veces "media celda) que se muestra en el detalle de la Fig. 8-XI es un electrodo de referencia cobre-sulfato de cobre utilizado ampliamente en el trabajo de protección catódica. Cualquier lectura de voltaje tomada entre la estructura y el electrodo de sulfato de cobre consistirán en dos partes (potenciales de media celda). Una de estas será el potencial de media celda entre el electrodo en sí y la tierra a través del contacto del tapón poroso; este es un valor constante, para todos los propósitos prácticos, bajo la mayoría de las condiciones de campo. La otra será el potencial de media celda entre la estructura y la tierra: esta es la variable en que estamos interesados. En la práctica, no es necesario separar los dos potenciales de medias celdas desde que estamos interesados principalmente en los cambios estructurales y este cambio se muestra muy bien en el valor total registrado por el voltímetro. Si nos referimos a una estructura de acero, un valor de -0,85 volt o más leído en el voltímetro de la Fig. 8-XI indicará plena protección catódica. Esto se interpreta como significando que el potencial. de la estructura es de menos 0,85 volt con respecto al electrodo de sulfato de cobre y está basado en el valor -0,80 volt asignado al acero más altamente anódico encontrado en las situaciones prácticas. A causa de que el electrodo de sulfato de cobre no puede ser colocado cerca de la estructura que se controla en muchos casos (tales como cuando tiene que ser colocado en la superficie de la tierra sobre una estructura enterrada) y para permitir algún aumento en el potencial de las áreas más altamente anódicas, se ha adoptado el valor práctico de -0,85 volt. Cuando deben protegerse otros metales distintos al acero pueden utilizarse como criterios de protección potenciales diferentes a la referencia de Sulfato de cobre. Para cables forrados de plomo, un valor común es –0,70. Para el aluminio, el potencial debe ser mantenido entre los limites de –1,00 y –1,20. Nótese que se da un valor superior para el aluminio. Esto es a causa de la alcalinidad provocada sobre la superficie de aluminio. Este metal, si está sometido a protección catódica excesiva, puede corroerse más rápidamente que si no estuviera protegido. El acero no está sometido a este efecto. Usualmente, el plomo no es un problema a menos que se interrumpa la fuente de corriente de protección catódica, durante un periodo prolongado. En este caso la alcalinidad desarrollada en la superficie de plomo tendrá una oportunidad de corroer el plomo.


Figura 8-XI. Medición de potencial estructura-suelo. (a)- Detalle del electrodo de referencia de sulfato de cobre. A-Varilla de cobre conectada al Voltímetro . B-Tapa o tapón sellador. C-Recipiente hecho de material aislante. D-Solución saturada de sulfato de cobre con exceso de cristales para asegurar la saturación completa. E-Tapón poroso que permite que la solución de sulfato de cobre pase lentamente efectúe contacto eléctrico con el suelo o el agua. (b)- A-Voltímetro de alta resistencia .(Ver sección posterior acerca de requerimientos sobre instrumental) B- Electrodo de referencia estable Tal como el electrodo de sulfato de cobre. (Ver parte(a)). C-Tanque de metal sumergido o enterrado a proteger. D-buen contacto eléctrico.

El grado de protección catódica conseguido puede también ser evaluado utilizando otros electrodos de referencia estables para lo cual los potenciales indicadores de protección serán diferentes cuando sus potenciales de media celda difieren de aquel del electrodo de cobre-sulfato de cobre. El electrodo de calomel es utilizado por algunos investigadores para investigaciones sobre el terreno aunque se lo utiliza mucho más comúnmente como una referencia a estudios de laboratorio. El electrodo de plata-cloruro de plata se utiliza frecuentemente en trabajo en agua de mar, donde el electrodo debe estar sumergido, desde que no está sometido a contaminación por el agua salada como puede suceder con el electrodo cobre-sulfato de cobre (la presión a una profundidad moderada fuerza el agua de mar dentro de la celda provocando la contaminación). El cinc puro con material de relleno (“Backfíll") constituye un buen electrodo de referencia de instalación permanente para control periódico de puntos claves. El cinc puro sin relleno puede utilizarse en agua de mar pero debe ser controlado contra otro tipo de referencia previo a cada uso. No es adecuado el contacto a la tierra con una varilla de acero, el potencial de la media celda acero-tierra no es estable.

Figura 8-XI


En la Tabla siguiente se incluye una guía práctica a la diferencia de potencial entre electrodos. TABLA Comparación de potenciales de otros Electrodos de Referencia con el del electrodo de Referencia Cobre-Sulfato de Cobre a 25ºC. Tipo de electrodo de Referencia Comparativo (1) (2) _______________________________________________________________________ Calomel (saturado) -0,778 volt Agreg. –9,072 volt Plata-Cloruro de plata -0,48 Agreg. –0,010 (solución 0,1N Clk) Plata-Cloruro de Plata -0,78 Agreg. –0,07 (Malla de plata con Cloruro de plata depositado) Cinc puro +0,25 (3) Agreg. –1,10 (grado especial) _______________________________________________________________________

(1)-Lectura Estructura –Electrodo comparativo de referencia equivalente a –0,85 volt con respecto al electrodo de referencia de sulfato de cobre. (2)-Para corregir lecturas entre la estructura y el electrodo comparativo de referencia a lecturas equivalentes con respecto al electrodo de referencia de sulfato de cobre. (3)-Basado en el cinc con un potencial de circuito abierto de –1,10 volt con respecto al electrodo de referencia de sulfato de cobre. Testigos Puede obtenerse una mejor prueba de que la protección catódica esta funcionando utilizando muestras del mismo metal que compone la estructura protegida. Se pesan cuidadosamente y se conectan eléctricamente a la estructura protegida. Los trozos deben ser colocados donde puedan recibir la misma "exposición” a la corriente de protección catódica que recibe la estructura, y después de un tiempo de exposición conocido pueden ser retirados y pesados. Cualquier pérdida de peso indicará una protección catódica incompleta. Las muestras de metal pueden ser colocados donde los potenciales de protección son más bajos (como se indique por mediciones a un electrodo de referencia adecuado) o en ubicaciones donde se sospeche que el grado de protección puede evitar completamente la corrosión


Cambio de Potencial Algunos especialistas, cuando se deben entender con estructuras desnudas grandes, utilizan un cambio de potencial de 0,2 a 0,3 volt cuando se aplica corriente de protección como una indicación de un grado razonable de protección catódica. Esto involucra la medición del potencial estructura-electrodo de referencia con la corriente sin circular y luego con la corriente circulando. Un cambio de potencial en la dirección negativa de 0,2 a 0,3 volt indica que la estructura está acoplando corriente. Esto puede no significar que se haya alcanzado el valor mínimo de protección de -0,85 volt con respecto al electrodo de sulfato de cobre (para acero) y como resultado no puede decirse que la corrosión se haya detenido completamente. Sin embargo, en muchas ocasiones puede reducirse en gran medida la velocidad de corrosión. El criterio de –0,85 volt (para el acero) es preferido por la mayoría de los ingenieros en corrosión. Relevamientos de Protección Catódica. En muchas circunstancias, previo al diseño de la instalación de protección catódica, es necesario efectuar un reconocimiento sobre el terreno. Tal examen se efectúa para reunir los datos necesarios para permitir un diseño apropiado. Ensayos de Requerimientos de Corriente La corriente necesaria para proteger una estructura metálica enterrada dada puede variar entre límites muy amplios que dependen de la naturaleza del terreno, si tiene o no un recubrimiento protector y de la calidad y efectividad del recubrimiento. Como un ejemplo se supone que una estructura de acero a proteger está enterrada en un terreno corrosivo poseyendo un área expuesta de 92,9 m2 la corriente requerida (suponiendo una distribución razonablemente uniforme de esa corriente) puede ir de alrededor de 3 amperes si la estructura es desnuda a 30 microamperes o menos, si la estructura tiene un recubrimiento de calidad superior. Esto significa que una estructura desnuda puede requerir 100.000 veces más corriente que la misma estructura si estuviera bien recubierta. Sin embargo, no puede suponerse que solo por el hecho de que una estructura se encuentre recubierta, tomará una cantidad de corriente muy pequeña para protegerla catódicamente. Un material de recubrimiento pobre (o un material excelente pobremente aplicado) puede tomar mucha más corriente que la cifra baja dada anteriormente. Para la misma estructura de 92,9 m 2 un recubrimiento relativamente pobre puede resultar en un requerimiento de corriente para protección catódica en el orden de los 15 miliamperes o más. Una corriente de 15 miliamperes puede no parecer mucho pero es 500 veces más grande que la cifra de 30 microamperes, dada anteriormente para un recubrimiento superior. Tal diferencia significa mucho cuando se trabaja con estructuras muy grandes (tales como los conductos de gran diámetro que atraviesan grandes extensiones de terreno).


Ensayos para una línea Revestida Obviamente, con el rango muy amplío de requerimientos de corriente, se necesita alguna clase de ensayos para determinar justo cuanta corriente se necesita realmente para dar una protección adecuada a una estructura dada. Esto puede hacerse aplicando corriente utilizando un equipo de ensayo temporario y ajustando la corriente de la fuente de poder hasta que se obtengan potenciales de protección adecuados. Esto puede conseguirse como se muestra en la Fig. 9-XI para una sección de 150 m de una cañería recubierta de 92cm (36") que cruza debajo de un río. Con el dispositivo de ensayo como se muestra para un cañería revestida pueden utilizarse baterías como suministro de energía. Las baterías pueden ser de las que se utilizan en los automóviles o baterías secas de servicio pesado (tales como las baterías de ignición). El flujo de corriente puede ser regulado por medio de resistencias ajustables de servicio pesado. Con el interruptor cerrado, puede aumentarse la corriente gradualmente hasta que el voltímetro en posición B alcanza los -0,85 volt con respecto de un electrodo de sulfato de cobre colocado directamente en ese punto sobre la cañería bajo ensayo. Es más provechoso tener un observador en la posición B para controlar el cambio de potencial, particularmente si se dispone de radio u otros medios de comunicación entre A y B. En este ejemplo, una vez que se alcanza 0,85 volt en la posición B, el observador puede cambiar su electrodo de sulfato de cobre a una posición sobre el caño en el lado opuesto de la junta aislante en el oleoducto (posición b) y observar la lectura del voltímetro con el interruptor abierto y con el mismo cerrado. El observador en A debe efectuar el mismo ensayo en la posición C. La razón para este procedimiento (no es necesario cuando se trabaja con estructuras aisladas) es ver si las juntas eléctricamente aislantes son plenamente efectivas. Estos son, ejemplos de tipos de resultados que pueden obtenerse: Ejemplo 1. Con -0,85 volt en B, una lectura de -0,85 volt con la corriente circulando y -0,68 volt con la corriente interrumpida en D, debe indicar que la junta aislante no es efectiva. Esto es a causa de que el valor de corriente circulante leído en D es el mismo que el leído en B. La lectura de corriente, interrumpida en B debe ser controlada y si se encuentra ser igual al de D (-0,68 volt) es probable una junta aislante en corto circuito. Ejemplo 2. Con –0,85 volt en B, una lectura en D de (por ejemplo) -0,65volt sin cambios con la corriente circulando y con la misma interrumpida, podría indicar que la junta aislante se comporta correctamente y que ninguna cantidad significativa de protección catódica (corriente) se escapa de la sección de conducto. Ejemplo 3. Con -0,85 volt en B, una lectura en D de algo alrededor de -0,63 volt con corriente circulando y -0,65 volt con corriente interrumpida indicaría una tendencia de la corriente a descargar del extremo no protegido de la sección del caño (corroyéndolo) y fluir a través de la tierra alrededor de la junta aislante a la sección protegida bajo ensayo. Esto no significa que la junta aislada sea defectuosa sino que significa que puede haber una corrosión local en el extremo de la sección protegida (en la posición D) la que requeriría corrección. Si los ensayos para la situación ilustrada por la Fig. 9-XI muestran que las bridas aisladas son efectivas y que se ha conseguido -0,85 volt en la posición B con la fuente de


poder en la protección catódica temporaria descargando 25 miliamperes, puede esperarse que una instalación permanente de protección catódica efectúa el trabajo con aproximadamente la misma cantidad de corriente. Los 150 m del caño de 90 cm (36") utilizado en la ilustración deben tener una superficie de 437,7 m2. Esto significa que el requerimiento de corriente promedio por metro cuadrado para protección catódica debe ser 25 miliamperes / 437,7 metros cuadrados o sea 0,057 miliamperes/m2. Esto es equivalente a 57 millonésimos de ampere (microampere) por metro cuadrado. Figura 9-XI Medición de la corriente requerida para proteger un conducto revestido. A, B, C, D.- Voltímetros. E.-Interruptor. F.-Amperímetro de corriente continua. G-Fuente ajustable de corriente continua. H.-Dispersor temporario de varillas enterradas en terreno de baja resistencia a 30 m ó mas del conducto. I- Electrodo de referencia de sulfato de cobre cercano (directamente sobre el conducto). Ensayos para una Estructura Desnuda La discusión precedente tenía relación con una estructura revestida. Cuando se hacen ensayos de requerimientos de corriente en estructuras "totalmente desnudas", los resultados pueden ser muy diferentes. Suponiendo, como se muestra en la Fig. 10-XI, que un tanque grande de acero desnudo enterrado (que lo ha estado durante varios años y ha formado una pérdida por corrosiva) deba ser protegido catódicamente, que se encuentre aislado eléctricamente de toda otra estructura metálica y que posea una superficie expuesta de 464,5 m2.

Figura 9-XI


Figura 10-XI. Requerimiento de protección catódica sobre una estructura desnuda (no revestida)

A- Fuente de energía de corriente continua.

B- Amperímetro. C- Tanque de acero enterrado,

superficie 464.5 m2 . D- Voltímetro de alta resistencia. E- Electrodo de referencia de

sulfato de cobre (ubicación remota).

Un ensayo de requerimiento de corriente puede efectuarse utilizando un dispersor temporario y una fuente de poder como se describe en el ejemplo anterior para una cañería recubierta. En lugar de colocar el electrodo de referencia directamente sobre el tanque enterrado, puede colocarse en una ubicación remota como se muestra en el croquis en E (Fig. 10-XI). La razón para la ubicación diferente del electrodo de referencia puede explicarse de la manera siguiente: Sobre una estructura bien recubierta, la mayoría de la resistencia entre la estructura y la tierra consiste en la resistencia del recubrimiento mismo. Bajo estas condiciones, una medición de potencial entre la estructura bajo ensayo y el terreno más cercano (directamente sobre la estructura) normalmente será suficiente para indicar el grado de protección catódica. Con una estructura desnuda o sin recubrimiento, por otro lado, la resistencia entre la estructura y la tierra consiste en la resistencia de contacto entre la estructura y la tierra en la superficie de la estructura más la resistencia de la masa de la tierra que rodea la estructura. Esto significa que para leer el potencial máximo entre el tanque y la tierra, es necesario colocar el electrodo de referencia lo suficientemente lejos de la estructura de manera que incluya la mayor parte de la resistencia. Aunque existen refinamientos a este procedimiento, una distancia de 30 m desde la estructura, será adecuada a menos que sea demasiado grande. Lo adecuado de esta distancia puede ser probado muy fácilmente efectuando una medición (bajo una condición pareja de flujo de corriente de protección catódica a la estructura bajo ensayo) a la distancia de 30m y moviendo entonces más lejos el electrodo de la estructura, P. ejemplo a intervalos de 15 m por vez, y tomando una lectura de potencial en cada nueva posición. Si lecturas sucesivas de potencial se hacen más negativas en valor a medida que se aumenta la distancia, significa que la posición original del electrodo no era exterior a la mayor porción de la resistencia estructura-tierra. Sin embargo, una vez que se alcanza un punto más allá del cual no existe aumento significativo en las lecturas negativas, la

Figura 10-XI


mayor parte de la resistencia ha entrado en puente y el electrodo está en la zona “eléctricamente remota” a la de la estructura bajo ensayo. Con un potencial de una estructura desnuda de acero de -0,85 volt con respecto a un electrodo de referencia de sulfato de cobre colocado en la tierra remota, se obtiene un grado práctico de protección catódica. Sin embargo, la protección pueden no ser absoluta a menos que la estructura se encuentre completamente polarizada, lo cual significa que la lectura de la estructura debe ser -0,85 volt con respecto a la referencia de sulfato de cobre inmediatamente después de abrir el interruptor de la fuente de energía (condición de corriente interrumpida) más que alcanzar últimamente el mínimo de -0,85 volt con la corriente circulando. Los potenciales de polarización deben leerse rápidamente (dentro de 1segundo) después que se abre el interruptor de la fuente de energía a causa de que comienzan a desaparecer inmediatamente. Una estructura bien recubierta polarizará muy rápidamente cuando se aplica una corriente de ensayo de protección catódica. Esto significa que, con un valor dado de corriente aplicada, los potenciales observados entre la estructura y la tierra justo después que la corriente es aplicada, representarán para todos los fines prácticos, los potenciales polarizados finales de protección obtenidos con una instalación permanente de protección catódica. Sin embargo, cuando se efectúa un ensayo en una estructura desnuda grande, se encontrará que, en la mayoría de los casos, el potencial observado entre la estructura y la tierra con un valor dado de corriente de ensayo aumentará (se hará más negativo) con el tiempo. Esto es causado por el desarrollo de una película de polarización. Bajo algunas condiciones no puede conseguirse la polarización completa por días, semanas o aun meses. Esto sugiere que el efectuar un ensayo de requerimiento de corriente en una estructura desnuda grande (como se mostró en la Fig.10-XI) puede ser un proceso largo. Este procedimiento puede ser acortado sustancialmente mediante el trazado de una curva de polarización la cual, aunque no esté completa, pueda ser extrapolada (extendida) para dar los probables resultados finales para un valor dado de la corriente de ensayo. La corriente de ensayo utilizada debe ser una aproximación razonable del requerimiento probable de corriente. Esto puede ser estimado admitiendo 10,7 miliamperes por metro cuadrado para una estructura desnuda de acero recién enterrada ó 32,2 miliamperes por metro cuadrado si ha estado enterrada durante varios años. En el ejemplo del tanque desnudo viejo discutido en la Fig.10-XI, una corriente de ensayo razonable podría ser 464,5 m2 (la superficie del tanque exterior expuesta) multiplicados por 32,2 miliamperes por metro cuadrado. Esto es aproximadamente 15.000 miliamperes o sea 15 amperes. La fuente de energía para el ensayo debe poseer capacidad suficientes para producir esta corriente durante un tiempo sustancial.


CORROSION MICROBIOLÓGICA: Presencia de bacterias. Las bacterias se encuentran virtualmente en toda la superficie terrestre y una amplia variedad de sustancias orgánicas le sirven como sustento para su crecimiento y proliferación. Preferentemente crecen en aguas dulces, aunque algunas son capaces de desarrollarse en aguas de concentraciones tan altas como 100.000 ppm de sales disueltas. La Corrosión Microbiológica es producida por la presencia de BACTERIAS, principalmente Desulfovibrio Desulfuricans, con desarrollo de Sulfídrico (H2S) y formación de Sulfuro de hierro (FeS) en presencia de hidrocarburos y sulfatos. Las bacterias Desulfovibrio fueron descubiertas en el año 1923, y son los microorganismos de mayor interés, muy pequeños, de diferentes formas, y diámetros del orden de 0.5 micrones, y longitudes de 1 a 100 veces ese valor. Existen miles de especies diferentes de bacterias que se clasifican en géneros y familias y según requieran o no oxígeno para vivir.

• Aeróbicas: bacterias que requieren oxigeno

• Anaeróbicas: bacterias que crecen sólo en ausencia de oxígeno.

• Facultativas: que pueden crecer ya sea en presencia o en ausencia de oxigeno.

¿CUÁLES SON LAS BACTERIAS PROBLEMÁTICAS EN EL CAMPO PETROLERO ? Las bacterias perniciosas que pueden aparecer en un campo petrolífero son :

• Sulfato reductoras

• formadoras de mucilagos

• Ferrooxidantes

• sulfurooxidantes

Los mayores problemas se tienen con las SULFATOS REDUCTORAS (SRB) y generalmente del género Desulfovibrio, y en menor proporción un tipo de bacterias del Género Clostridium. Bacterias Sulfato Reductoras (SRB): como se comentó son las bacterias Desulfovibrio Desulfuricans, son anaeróbicas y pueden crecer en agua dulce o salobre. Son bacterias sesiles, es decir que se adhieren a una superficie donde crecen. Estas bacterias reducen los iones sulfatos a sulfuros. La aparición de iones sulfuro en el sistema por acción bacteriana tiene como consecuencia la formación de H2S, corrosión de los equipos y taponamiento debido a la formación de Sulfuro de Hierro (FeS).


¿CUÁLES SON LOS SÍNTOMAS DE LA EXISTENCIA DE ESTAS BACTERIAS?

• Una gradual acidificación del agua de inyección, que muestra un aumento de la concentración de sulfuros y/o ennegrecimiento.

• Pérdida de inyectividad de la formación.

• Deterioro del metal en el sistema, en especial en los puntos sin movimiento (fondos de tanques, decantadores, etc.).

• Presencia de hierro en las aguas, "pitting" y eflorescencia en las superficies.

• Aguas negras y mucílago negro.

IDENTIFICACIÓN Y CONTEO DE LAS BACTERIAS. Un especialista puede identificar los microorganismos utilizando un microscopio y diferentes técnicas de teñido, pero las mismas son muy sofisticadas y complicadas, por lo que se recurre a otras menos selectivas pero más apropiadas para el campo petrolero. Estas técnicas son las de cultivo, es decir hacer crecer las bacterias en "medios de cultivos", o sea cultivo "in vitro". En nuestro yacimiento utilizamos cultivos que pueden identificar a las bacterias SRB. El procedimiento es que una muestra de agua en la que se sospecha existencia de bacterias se coloca en un medio de cultivo, de modo que las bacterias crezcan y se multipliquen. El cultivo se realiza a diferentes diluciones con lo cual se puede obtener una indicación del número de bacterias presentes. Este procedimiento esta indicado por la norma API RP 38 y los pasos que se siguen son :

1- Se toma un frasco que contenga 9 ml de caldo de cultivo estéril.

2- Se inyecta 1 ml de la muestra de agua en el primero de ellos y se mezcla.

3- Se retira 1 ml. de solución del primer frasco con una jeringa descartable y se inyecta en el segundo. Se mezcla y se descarta la jeringa.

4- Se retira 1 ml. de solución del segundo frasco con una nueva jeringa y se inyecta en el tercer frasco. Se mezcla y se tira la jeringa.

5- Este procedimiento se puede repetir con el número de frascos que se desee. La dilución será para el n-ésimo frasco 1/10n-1

La idea del procedimiento es que se diluya la muestra al punto que el ml que se inyecta en el último frasco no tenga bacterias, o sea que la actividad bacteriana se haya extinguido. Una vez inoculado los frascos se los incuba en una estufa, durante un período de 21 días a una temperatura constante de 38°C. El crecimiento de bacterias queda indicado por la aparición de un oscurecimiento para el caso de bacterias SRB. Si aparece un solo frasco negro la probabilidad es que tenga entre 1 a 10 bacterias por mililitro, si tengo 2 frascos negros puede haber entre 10 y 100 bacterias por ml.


CONTROL DE MICROORGANISMOS Existen cuatro tipos de reactivos químicos para el control de los microorganismos:

• Bactericidas: son sustancias que matan bacterias.

• Bacteriostatos: sustancias que inhiben el crecimiento de las bacterias.

• Biocidas: sustancias que aparte de matar bacterias, matan otras formas de vida.

• Biostatos: son compuestos que retardan el crecimiento de bacterias y otras formas de vida.

La decisión de eliminar las bacterias o solamente inhibir su crecimiento y su reproducción depende del tipo de bacterias que se encuentren. Las SRB requieren un bactericida dado que debemos buscar su eliminación total. En la operación de C.Dragón, recién en el año 1977 se observaron algunos deterioros leves por corrosión en los equipos e instalaciones de superficie, imputables a la presencia de bacterias sulfato-reductoras y su producto, el sulfuro de hidrógeno. Para controlar el desarrollo de estos microorganismos se comenzó a utilizar productos bactericidas. Estos productos no pueden destruir a las bacterias si no entran en contacto con ellas. Significa esto que las colonias que se desarrollan debajo de residuos, barros o incrustaciones, no pueden contactarse con los bactericidas, salvo que se remuevan estos depósitos, constituyendo esto la primera operación que debe realizarse al iniciar un tratamiento para eliminar o controlar la proliferación de bacterias. Así, posteriormente a la limpieza mecánica y química para remoción de incrustaciones y sedimentos en líneas y columnas inyectoras, se inicia la adición de un bactericida industrial. Debido a que las bacterias son muy adaptables y pueden desarrollar resistencia hacía un determinado bactericida, luego de un tiempo prolongado de tratamiento es aconsejable, cuando las circunstancias lo indiquen, reemplazarlo. El bactericida que normalmente se utiliza es un producto químico formulado en base de amonios cuaternarios. Se alterna con otros productos tales como aldehídos o glutaraldehidos. EL AGUA EN LOS PROCESOS CORROSIVOS El agua químicamente pura, es decir, la que no contiene sustancias disueltas, es muy poco corrosiva para el acero. La agresión al metal se reduce paulatinamente debido a la aparición de una capa protectora formada por productos de corrosión, generalmente óxidos hidratados. A este fenómeno se lo designa como pasivador superficial. No obstante, cuando contiene ciertas impurezas o sustancias disueltas, el agua puede transformarse en corrosiva. Así, sales disueltas como cloruros, sulfatos o carbonatos de sodio, calcio o magnesio, o gases en solución como el oxígeno, anhídrido carbónico o el sulfuro de hidrógeno, hacen sensiblemente más corrosiva al agua.


Puede existir también corrosión por aireación diferencial, que son celdas de concentración de oxígeno entre dos áreas del sistema, produciéndose una diferencia de potencial entre la porción con alto contenido de oxígeno y aquella de baja concentración. La presencia de sales disueltas en el agua hace que el ataque corrosivo del oxígeno a los metales sea más rápido e irregular, formando superficies muy rugosas con profundas picaduras. El producto de la corrosión se desprende fácilmente, quedando superficies limpias expuestas a repetidas y enérgicas reacciones corrosivas. El sulfuro de hidrógeno no es corrosivo en ausencia de humedad. Es muy soluble en agua produciendo soluciones ácidas, y en presencia de oxígeno se torna muy agresivo aumentando a tal punto su corrosividad, que puede atacar incluso aleaciones especiales resistentes a ácidos . Con la finalidad de observar la efectividad del tratamiento adoptado se realiza en forma periódica y en diferentes puntos, controles de corrosión interna basados en la inspección visual y medición de pérdida de peso de probetas de corrosión. CASOS TIPICOS DE CORROSION. INCRUSTACIONES: las formaciones de costras de herrumbre u óxido de hierro, así como las de sulfato de calcio, sulfuros y carbonatos de hierro deben evitarse porque reducen la efectividad de los inhibidores químicos que se aplican en la figura se muestran varias clases de incrustaciones. La muestra del centro es producto de la humedad. El óxido no se compacta y se remueve fácilmente por abrasión, con lo cual la superficie no encostrada queda expuesta al rápido ataque de la corrosión. Generalmente la humedad ataca toda la superficie. Mientras mas salada sea el agua mas veloz es el ataque. La muestra superior es de costra de carbonato y óxido de hierro. Esta se puede evitar mediante el uso de aditivos que inhiben la acumulación de incrustaciones. La muestra inferior, compone una costra compacta de sulfuro de hierro.


OXIGENO: aquí se observa la corrosión ocasionada por oxígeno disuelto en agua salada. Hay abundancia de picaduras y una con otra tienden a unirse. A medida que aumenta la concentración de oxigeno y en combinación con otros gases y cloruros, el problema de corrosión del sistema aumenta considerablemente.

ÁCIDO SULFÍDRICO: las picaduras formadas por ácido sulfidrico aparecen al azar, dispersas sobre la superficie del metal. Las bases de las picaduras son redondas y las paredes empinadas. Tanto las superficies de las picaduras como las del metal aparecen cubiertas de una densa costra de sulfuro de hierro, la cual también corroe el acero. El tercer efecto es la vitrificación por hidrógeno. Cuando hay una falla por esta causa, las caras de la rotura parecen quebradizas.


BACTERIAS: aquí vemos el resultados de ataques de colonias de bacterias que se forman en la superficie del acero en ausencia de luz y aire. Las picaduras son también al azar, y tienen múltiples grietas en su base, resultantes del ácido sulfídrico que generan las bacterias y que corroe y vitrifica el metal situado debajo de sus colonias. Para eliminar estos problemas, hay que usar bactericidas adecuados y vigilar cuidadosamente los fluidos ¨sospechosos¨.

BIÓXIDO DE CARBONO: estas picaduras son redondas en la base y sus paredes, empinadas y con bordes filosos. Quedan rellenas de carbonato de hierro y se interconectan longitudinalmente por largos trechos mediante las áreas catódicas situadas alrededor de ellas. El bióxido de carbono reduce el PH del agua y la acidez consiguiente ataca fuertemente al acero.


ÁCIDO: las picaduras son profundas ocasionadas por el ataque del ácido y en ellas no se forma costra metálica.

CORROSIÓN GALVÁNICA: esto ocurre cuando se unen dos metales diferentes. Si bien la mayoría de las veces estos son compatibles, aquí tenemos un caso de acoples entre acero al carbono y una aleación bajo ciertas condiciones desfavorables. La superficie mas pequeña del acople de acero al carbono se convirtió en el ánodo de sacrificio del área metálica mas grande.


ELECTRÓLISIS: esta es generada por las corrientes inducidas o parásitas que fluyen hacia los metales o que emanan de ellos. La picadura es de forma irregular y tiene generalmente un cono de metal en la base. CHOQUE: aquí se ve que ocurre cuando el gas en solución se escapa y las partículas sólidas que arrastran, erosionan y acaban por cortar el metal.

Manual de Producción –PAE- Argentina

1-XII

XII - UNIDAD DE PETROLEO CALIENTE "HOT OIL UNIT" El uso de este equipo está destinado a la desparafinación de las líneas de conducción entre el pozo y la estación satélite, y la tubería de producción del pozo (tubing). Hay dos formas de intervenciones: preventiva y de reparación. En ambas situaciones, deberemos prever las condiciones de Seguridad y Medio Ambiente vigentes como así también órdenes de trabajo detalladas según procedimientos. También la inspección previa de la locación del pozo e instalaciones adicionales, si las tuviera (calentadores de linea, manifolds auxiliares, pinchos de intervenciones anteriores etc..).Para ello se cuenta con los formularios correspondientes que luego de ejecutado el trabajo enriquecerán las bases de datos correspondientes. Importante: aclarar siempre en la orden de trabajo la existencia o no de Packers de producción. La ejecución de pinchos debe ser previa a la intervención, en los casos de antecedentes conocidos. El equipo deberá, en muchos casos, transitar por la picada de la línea, debemos verificar previamente su estado y eventuales tranqueras cerradas por el superficiario, anuladas, etc..

1. PREVENTIVA Conociendo los pozos productores de petróleo con parafina, es recomendable efectuar intervenciones periódicas con la unidad de petróleo caliente previniendo de esta forma el taponamiento de las cañerías (al menos una vez al año antes de comenzar el período invernal).

2. DE REPARACIÓN Cuando una línea está obstruída y no se puede bombear por ella, es necesario desplazar el elemento que la obstruye hasta poder mover el fluido y luego proceder a la desparafinación normal. En nuestro yacimiento se presentan dos casos de obstrucciones de líneas: por parafina o por petróleo muy viscoso.

a. Por parafina.

En esta caso la parafina a una temperatura inferior a los 120-130º F, 49-55ºC se deposita en la pared de la cañería y le disminuye progresivamente el diámetro hasta taponarla totalmente. Las formas de prevenir la obstrucción de la líneas son:

• instalación de calentadores intermedios para evitar que la

temperatura del petróleo sea menor de 120-130º F.

• limpiar la línea con la unidad de petróleo caliente antes de que se produzca el taponamiento total.


2-XII

Tener en cuenta que son pozos problema, y deben ser seguidos de cerca para generar los preventivos necesarios antes de que se produzca el taponamiento.

b. Por petróleo muy viscoso.

Este tipo de pozos se identifica fácilmente porque en general bombean con presiones altas y cuando se detiene el bombeo por alguna causa, el fluido en la línea pierde temperatura y aumenta su viscosidad; por lo tanto se necesitará bombear con mucha presión para poder desplazar el fluido en esas condiciones.

Con este tipo no será útil como prevención el tratamiento con petróleo caliente.

Para estos casos el Departamento de Ingeniería recomendará la instalación de calentadores de línea y su correcta ubicación. Si el pozo produce con 20% o más de agua, la aplicación de desemulsionante puede mejorar el bombeo.

3. FORMA DE OPERAR CON LA UNIDAD DE PETRÓLEO CALIENTE

a. Línea de conducción

(1) Antes de comenzar la operación instalar en boca de pozo un manómetro y registrar la presión de bombeo.

(2) Con el equipo del pozo parado, bombear petróleo caliente inicialmente con

no mas de 60 grados C, para luego ir incrementando y terminar con 80 / 85 grados C. a través de la línea de conducción.

(3) Si la presión tiende a subir (sin cambiar nada), reducir el régimen de bombeo

y la temperatura del petróleo. Si la presión tiende a disminuir aumentar el régimen de bombeo y la temperatura.

(4) La línea estará bien destapada cuando bombeando al régimen normal del

pozo, la presión sea igual o inferior a la presión normal del pozo antes de parafinarse. Es imprescindible bombear a la línea un volumen de petróleo por lo menos igual al volumen de la línea hasta la estación.

(5) Con el equipo del pozo en marcha, bombear por el casing (circulándolo)

petróleo caliente a máximo régimen, respetando las presiones máximas autorizadas por procedimiento ( 300 psi en pozos de mas de 5 años y de 500 psi en los nuevos).

(6) Controlar la evolución de la presión en el tubing, si ésta tiende a aumentar se

debe repetir la operación de bombear por la línea de conducción hasta reducir la presión.

(7) Los desplazamientos en todos los casos, deben comenzar desde el pozo.

Para luego, si fuera necesario, avanzar desde los pinchos hacia manifolds auxiliares y por último en la estación.


3-XII

b. Tubing Previa desparafinación de la línea, si fuera necesario, se comenzará la operación

bombeando petróleo caliente por el casing como se describió en los puntos (5) y (6).

Conectar en la línea del puente de producción un camión preparado a tal efecto.

Este recibirá todo el petróleo pesado o la parafina que tuvieran los tubing. Se deberán tener en cuenta las presiones máximas a utilizar durante la

operación de circulado del pozo por entre-columna. En los pozos nuevos la presión máxima es de 500 psi, mientras que en pozos de más de cinco (5) años o con rotura de casing detectada, la presión máxima es de 300 psi. La presión máxima en prueba de tubing no deberá superar los 3000 psi.

GENERALIDADES : PUNTOS PRIORITARIOS A TENER EN CUENTA ANTES Y DURANTE LAS OPERACIONES.

• Análisis de los riesgos previos a la ejecución del trabajo. • Distancia entre los equipos y la boca de pozo en el montaje. ( 25 metros

como mínimo). • Presiones máximas a alcanzar. • Temperaturas a emplear. • Caudales. • Hermeticidad de líneas y conexiones. • Puestas a tierra. Caños de escapes y arrestallamas. • Venteos independientes de otros equipos de apoyo( camión chupa). • Registradores de presión y temperatura. • Utilización de otros fluídos y aditivos especiales. • Señalizacion de las operaciones. • Limpieza y mantenimiento de la locación e instalaciones afectadas. • Empaquetamiento del pozo con elementos nuevos.(Stuffing Box).


4-XII

Manual de Producción – PAE-Argentina 1-XIII

XIII - PLANTA FRACCIONADORA DE GASOIL INTRODUCCIÓN La Planta Fraccionadora de Gasoil, instalada en inmediaciones de la Planta de Tratamiento de Cerro Dragón, fue diseñada para la producción de Gasoil a partir de una corriente de alimentación de 145 Tn/día (aproximadamente 159 m3/día) de crudo Escalante. El crudo, que es una mezcla de varias sustancias puras cuyas propiedades físicas son variables, puede ser separado, FRACCIONADO, en sus distintos compuestos o fracciones de componentes por diferentes métodos; uno de esos métodos es la DESTILACION. El Gasoil, que tiene un rango de ebullición determinado, es uno de esos compuestos y hay que extraerlo de la mezcla de hidrocarburos contenida en el crudo. Las características del gasoil son: • Punto de Ebullición:

Es la temperatura a la cual la presión interna de un líquido iguala o sobrepasa ligeramente la presión que está soportando. Se mantiene constante si no se cambian las condiciones hasta que todo el producto pase a estado gaseoso.

• Rango de Ebullición - Destilación:

La mezcla de distintas sustancias líquidas comienza a pasar al estado de vapor y la temperatura va aumentando a medida que se van separando los distintos componentes. Esta variación de temperatura se llama rango de ebullición. Hay un punto inicial y un punto final de ebullición, que son la temperatura donde se produce la primer gota de vapor condensado y la última gota de destilado, respectivamente.

• Punto de Inflamación - Flash Point:

Es la menor temperatura a la que comienza a emitir vapores en cantidad y que cuando se acerca una pequeña llama se produce su combustión instantánea en un tiempo breve.

• Punto de Enturbiamiento - Cloud Point:

Es la temperatura a la cual las primeras trazas de parafina comienzan a separarse.

• Punto de Escurrimiento - Pour Point:

Es la temperatura a la cual toda la muestra se ha transformado en sólida debido a la cristalización de la parafina. El Pour Point siempre debe ser inferior a la temperatura a la cual el producto va a ser usado.


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• Viscosidad:

Es una medida de su resistencia al movimiento interno; la unidad es el poise, que es la fuerza que se necesita para desplazar un plano líquido de 1 cm2 de superficie a una distancia de 1cm a una velocidad de 1cm/seg.

Otras características y que sólo enunciaremos son: punto de combustión, auto ignición, peso específico, color. 1. DESTILACIÓN - FUNDAMENTO DEL FRACCIONAMIENTO. El fraccionamiento puede definirse como un método por el cual una mezcla de líquidos puede separarse en sus componentes individuales por evaporación y condensación. Los componentes separados pueden ser productos puros o bien una mezcla compleja pero cuyos intervalos de destilación están limitados por el proceso de fraccionamiento. La destilación es una operación compleja en la cual se practican diversas operaciones físicas como calentamiento, evaporación, fraccionamiento, condensación y refrigeración. El término fraccionamiento se usa para referirse a una operación en la cual una mezcla de vapores en contracorriente se pone repetidamente en contacto con los líquidos que tienen casi su misma composición. Los líquidos se encuentran en su punto de ebullición y por lo tanto parte del vapor se condensa y parte del líquido se evapora en cada contacto. Mediante una serie de contactos, el vapor se enriquece en componentes de bajo punto de ebullición, y el líquido a su vez, en componentes de alto punto de ebullición; toda esta mecánica sucede en las torres de destilación. Las torres de destilación tienen en su interior una serie de platos o bandejas de burbujeo en donde se produce el íntimo contacto de los vapores ascendentes y el líquido condensado descendente, la calidad depende de la pureza y del caudal de productos que se están procesando. Las torres de destilación tienen dos secciones bien definidas, el límite de ambas lo da el punto de entrada de alimentación; estas secciones son:

• De rectificación: Constituida por los platos ubicados por sobre la entrada de alimentación.

• De despojamiento: La que está por debajo de la entrada de alimentación. En esta sección para favorecer el despojamiento de productos livianos arrastrados por los componentes líquidos de la alimentación, se inyecta vapor de agua o gas para producir el STRIPPING o ESPOJAMIENTO de los componentes livianos. En nuestra plantautilizamos gas del Yacimiento para lograr este objetivo.


La alimentación entra a la columna en dos fases de acuerdo a su temperatura y presión, una es líquida que cae al fondo y la otra gaseosa que asciende y va condensando e intercambiando calor en los platos de rectificación. Para que el fraccionamiento sea efectivo, debe haber un gradiente de temperatura o perfil térmico entre el fondo y tope de la torre, es decir, se debe ir retirando calor de manera tal que el plato inferior siempre tenga mayor temperatura que el superior y así sucesivamente hasta llegar al tope de la torre por donde salen los vapores que no han condensado. El gradiente de temperatura se logra eliminando cierta cantidad de calor, la que se considera Calor de Flujo. 2. REFLUJO Tenemos dos clases de reflujo, a saber:

• REFLUJO INTERNO

• REFLUJO EXTERNO

Reflujo Interno: Es un reflujo caliente constituido por el líquido de desborde que pasa de un plato a otro y está siempre en su punto de ebullición. Reflujo Externo: Este reflujo se puede dividir de acuerdo a su composición en:

• REFLUJO CIRCULANTE

• REFLUJO VAPORIZANTE

Reflujo Circulante: Está constituido por líquido que se obtiene mediante una extracción lateral de la columna al cual, luego de enfriado mediante un intercambio de calor (generalmente con la alimentación de la Planta), se lo retorna a la columna sobre el punto de extracción a una temperatura inferior. Reflujo Vaporizante: Es una parte del líquido producido por la condensación de los vapores que salen por el tope de la torre y se lo retorna sobre el último plato de la misma. De esta forma se controla la temperatura del último plato. 3. VARIABLES OPERATIVAS DEL FRACCIONADOR Variando las condiciones de temperatura de alimentación, caudal de reflujo, presión de operación, temperatura del tope, calidad de la alimentación, caudal de extracción de cortes laterales o gas de stripping, de a una o varias a la vez, cambia totalmente el equilibrio del equipo, la calidad y cantidad de los productos producidos.


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Para mantener la calidad de la producción y el máximo rendimiento una vez logrado, las condiciones de operación deber ser mantenidas estables, solamente se hacen pequeños ajustes para corregir cualquier desviación que se produzca. 4. FRACCIONAMIENTO Se calienta la totalidad de crudo, y esa masa parcialmente vaporizada es inyectada en una columna fraccionadora. La columna fraccionadora separa el gasoil del resto de los cortes utilizando la temperatura de ebullición del gasoil que es una característica propia del producto y que es distinta del residuo, del kerosene y de la nafta. Para poder efectuar una clasificación, la columna establece un perfil térmico. El crudo a 390 ºC está bastante vaporizado, por lo menos lo que a nosotros nos interesa. El residuo no está vaporizado, es muy pesado a 390 ºC y además como tenemos una atmósfera de presión el residuo no puede vaporizar y pasa directamente al fondo; este residuo contiene fracciones "blancas", pero para poder destilarlo hay que volver a calentarlo y someterlo a una presión mucho menor a una atmósfera; hay que someterlo a una columna de vacío, con lo cual se obtienen los aceites lubricantes. Del residuo a 390 ºC sólo podemos vaporizar fracciones livianas del mismo. Las fracciones blancas son el gasoil (Punto Final 390 ºC), dieseloil, combustible de turbina de aviación (Tipo Kerosene), kerosene (Punto Final 300 ºC), JP-1 (Punto Final 230 ºC), nafta (Punto Final 220 ºC), solventes. Cuando se destila el producto en un balón, la temperatura a la cual sale la última gota de balón se llama Punto Final. El gas es el último compuesto que tiene la columna. Si pudiéramos observar el perfil térmico de una torre, vemos que cada plato tiene una temperatura distinta, disminuyendo de abajo hacia arriba. El trabajo de esta planta es CLASIFICAR los productos contenidos en el petróleo mediante un gradiente de temperatura; este gradiente de temperatura automáticamente nos ubicará en distintas alturas de la torre un producto determinado y solamente ese producto. En nuestra columna tenemos un solo colector, que está en el plato N° 4 y corresponde al gasoil. La válvula que está en el plato Nº 4 es una válvula controladora que regula la producción de gasoil según necesidades de producción, calidad y/o cantidad. Si producimos poco gasoil (cerrando la válvula), gran parte de ese gasoil desbordará hacia abajo y entonces hay un aumento de reflujo interno que tiene un efecto refrigerante (líquido caliente sube, reflujo baja, evaporación = enfriamiento, absorción de calor). La temperatura del plato Nº 4 va a bajar por el efecto refrigerante del aumento del reflujo interno. Al bajar esta temperatura del Plato Nº 4, los componentes más pesados del gasoil ya no estarán.


También se varía la calidad del gasoil con este reflujo interno; sabemos que el gasoil tiene que cumplir ciertas especificaciones de destilación que nos indican que se deben colocar en un balón, 100 ml. de gasoil, y que a 350 ºC tiene que destilar por lo menos el 95%. Si a 350 ºC da 90% de destilado quiere decir que el gasoil tiene muchos pesados, el operador está sacando más de lo que puede; tiene alta temperatura del plato N° 4, entonces tiene que cerrar la válvula de gasoil y producir un enfriamiento con el reflujo interno, y para eliminación de los compuestos más pesados.

5. OBTENCIÓN DE LA MAYOR CANTIDAD DE GASOIL SIN AGREGAR

COMPUESTOS PESADOS. Lo que se hace en estos casos es introducir compuestos livianos; ésto se efectúa bajando la temperatura del tope, con la cual tenemos un nuevo perfil térmico y una nueva temperatura del Plato Nº 4; de esta forma se está alivianando el gasoil por la introducción de compuestos livianos. Se debe tener cuidado con la contaminación de compuestos livianos y compuestos volátiles que pasan por el plato y se elevan; pueden modificar el punto de inflamación del gasoil, ya que son compuestos contaminantes de nafta, gas, etc. Esta contaminación se corrige en el acumulador V-1. Con el gas de despojamiento se mejora el punto de inflamación levantando los livianos, y enviándolos nuevamente a la torre, por encima del plato N° 4 donde hay menos presión. También se debe tener cuidado cuando se baja la temperatura del plato.N° 4 ya que puede bajar la viscosidad. El gasoil debe cumplir con valores de viscosidad, que oscilan entre 32 y 38 S.S.U. 6. INTERCAMBIADORES DE CALOR En nuestra planta tenemos un tren de intercambio térmico que tiene por objetivo recuperar el calor del residuo y meterlo nuevamente en el crudo, para ello usamos los intercambiadores de calor. Tenemos cuatro intercambiadores, 1 de dos (2) pasos y 3 de cuatro (4) pasos. 7. DESALADOR El desalador es un equipo que realiza un proceso electrostático para remover contaminantes tales como sales, sólidos y agua en hidrocarburos. Antes que el crudo ingrese al proceso de refinado, estas impurezas deben ser removidas por diferentes razones. Los sólidos contribuyen al taponamiento de equipos y formación de incrustaciones. El agua en el petróleo requiere mayor aplicación de calor para elevar la temperatura del fluído a destilar. Los cloruros, uno de los tipos de sales que se encuentran en el crudo son los responsables de la formación de ácidos hiperclóricos en la columna de destilación. Este ácido es extremadamente corrosivo.


6-XIII

En resumen, la remoción de contaminantes en el crudo puede incrementar la capacidad de destilación, reducir el proceso de corrosión, de ensuciamiento, ahorra energía, provee operaciones más estables. El proceso de desalación es el que se indica: El crudo que ingresa a una unidad de destilación contiene pequeñas cantidades de agua (entre 0.1 y 1% para nuestro caso). El agua contiene sales y el crudo partículas insolubles. Para bajar el nivel de estas impurezas en el crudo se agrega agua fresca (por intermedio de una válvula reguladora, que tiene la finalidad de dispersar el agua en pequeñas gotas dentro del crudo en el equipo desalador, a bajas velocidades. Un campo eléctrico separa el petróleo del agua. Las gotas de agua fresca, ahora combinadas con gotas de salmuera, forman grandes gotas que son separadas del crudo por el alto voltage eléctrico y la fuerza de gravedad. Este proceso se conoce como coalescencia electrostática. En el equipo desalador, una vez que el petróleo y el agua fresca se mezclan, fluye a un distribuidor que se encuentra entre dos placas o electrodos y un campo eléctrico es formado entre los mismos. Cuando el crudo entra a este campo eléctrico las gotas de agua sufren el fenómeno de la inducción magnética y se alinean o se polarizan y debido a la baja velocidad las gotas empiezan a alargarse. Polos positivos son atraídos por polos negativos y se forman gotas más grandes que por gravedad precipitan. El campo magnético es alternativo para dar mayor oportunidad de contacto a la gota. El tope y el residuo de la torre de destilación se devuelven a los tanques de almacenaje de crudo de la Planta de Tratamiento. Los gases obtenidos por el tope se utilizan como combustible de la planta (quemador del horno). La fracción producida de Gasoil varía entre un 13-17% del caudal de alimentación que ingresa a la Planta. Nota:

A continuación se dará una descripción somera del proceso de trabajo de la planta de fraccionamiento construida en Cerro Dragón. Para aquellos que deseen conocer y entender mejor el proceso, operación y funcionamiento de los equipos que componen la planta, los manuales se encuentran disponibles en la oficina de la misma, los que por su gran volumen, hemos decidido no incluir en este Manual de Producción.


DESCRIPCIÓN DEL PROCESO La planta fraccionadora de gasoil está compuesta por los siguientes equipos (ver diagrama adjunto):

• Dos (2) bombas de alimentación de Crudo, P-1A/1B.

• Cuatro (4) intercambiadores de calor, I-1A/1B/1C/1D.

• Un (1) equipo desalador.

• Un (1) horno, H-1.

• Una (1) torre de destilación, T-1, con dos (2) bombas para residuo, P-2A/2B.

• Un (1) acumulador de gasoil, V-1 con dos (2) bombas, P-3A/3B

• Un (1) acumulador de gasolina, V-2 con dos (2) bombas P-4A/4B

• Un (1) condensador, I-2

• Un (1) Enfriador de gasolina, I-3

• Dos (2) compresores de aire para accionamiento de válvulas

• Dos (2) tanques de almacenaje de gasoil de 250m3 cada uno

• Dos (2) bombas de gasoil para Isla de Carga

La alimentación de crudo a 60ºC ingresa a la unidad a través de filtros canasto metálicos aguas arriba de las bombas rotativas de desplazamiento positivo P1 A/B. La presión diferencial del filtro no debe exceder a los 0.3 kg/cm² en PDI-101 A/B. Para un mezclado correcto, los aditivos y la inyección de agua para remover contaminantes se inyectan aguas arriba de los intercambiadores de calor. Switches PSH 104 A/B protegen al sistema de los golpes de presión, dado que la válvula incorporada a las bombas P1 A/B, empotrada (built-in) es estrictamente una válvula diferencial que detecta solamente las presiones a cada lado de la bomba. El Control de flujo del crudo se realiza por medio de FIC-1 (controlador de válvula automática para regular el caudal); las válvulas esféricas en el borde del skid y otras válvulas deberán estar totalmente abiertas.


8-XIII


En este momento, el crudo ingresa en el tren de intercambiadores de calor. La válvula SDV.101 con control remoto se usa para emergencias. Los bypasses en el intercambiador I-1B permiten ajustar la temperatura del crudo de acuerdo con los requerimientos del desalador (132-143ºC, ver Sección 4, Capítulo 1 del manual de la Planta). Luego de la deshidratación, desalinización y recuperación de calor en I-1 C/D, el crudo es alimentado al horno H-1. Los intercambiadores I-1C y D tienen también bypasses para ajustar temperatura. Para obtener un máximo rendimiento del gasoil, la temperatura de salida del horno H-1 puede alcanzar los 360ºC. No obstante, este valor está sujeto a los requerimientos de especificación, en especial los puntos de enturbamiento y de escurrimiento. La válvula esclusas de entrada de 3" y la válvula esclusa de salida de 4" se usarán solamente en caso de emergencia y deberán permanecer totalmente abiertas durante la operación normal. El crudo sale de H1 parcialmente vaporizado para producir destilados y residuos al entrar en la columna de destilación T-1, donde un gradiente de temperatura controlado a través de 12 platos ordena los hidrocarburos en fracciones de temperaturas de ebullición/condensación bastante similares, donde las fracciones más pesadas van hacia abajo intercambiando componentes y calor por estrecho contacto con las fracciones más livianas en las 12 bandejas de burbujeo. En esas bandejas, unas válvulas (pequeños discos especiales) permiten el burbujeo de los vapores de los componentes livianos en ascenso a través de un nivel de líquido que desciende (reflujo) desde la bandeja superior (para más detalles, referirse a la Sección 4, Capítulo 2). La bandeja 4 tiene un receso especial para colectar y dar salida a los destilados de gasoil. El residuo se colecta en el fondo de T-1. Si es necesario, una inyección de gas permite el despojamiento de los compuestos volátiles que todavía pudieran quedar en el residuo. Aguas abajo de I1D, las bombas P-2 A/B evacuan el residuo desde T-1 por debajo del control de nivel hacia el lado carcaza del tren de intercambiadores de calor. Conexiones de muestreo de 1" permiten realizar mediante el punto de inflamación del residuo ciertas determinaciones en caso de pérdida del haz de tubos del lado del gasoil. Cuando se realiza el bypass de los intercambiadores de calor de residuo, deben tenerse en cuenta el ahorro de energía y la temperatura del desalador. En caso de que el flujo del residuo cayera por debajo de la capacidad mínima permitida de P-2 A/B, el control FC-14 / FIC-14 recircula de vuelta al sistema. Esta conexión también permite mantener a la unidad en funcionamiento en caso de corte de suministro del crudo. En el límite de la batería, el residuo se une a la corriente de tope de T-1 y sale por una línea común hacia el almacenaje de crudo.


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Las bombas P-2 A/B, así como otras bombas centrífugas, tienen en el sistema de sello, un pressure switch high (PSH) que actúa en caso de pérdida importante de fluido proveniente del lado de la bomba al doble sello (Ver Sección 4, Capítulo 6). El destilado de gasoil se junta en el vertedero de la bandeja 4 y deja la columna T-1 como corte lateral, debajo del control FIC-5, pasando a través de anillos de Rasching del stripper del recibidor o acumulador V-1. El gas puede inyectarse vía FI-102 hacia el fondo de esta columna de contacto para enviar los compuestos volátiles nuevamente a la Torre T-1; estos compuestos muy livianos podrían alterar negativamente el punto de inflamación del gasoil (Ver Sección 4, Capítulo 3). El control de nivel LIC-6 del recibidor o acumulador V-1 se acciona con una válvula neumática en el límite de la batería, aguas abajo del enfriador de aire del gasoil I-2. El flujo de aire refrigerante se controla por medio de persianas. En el recibidor o acumulador V-2 el gas se separa y deja la columna (bajo control de presión PIC-8) yendo al colector de fuel gas. Si el gas producido no fuera suficiente para cumplir con las necesidades del fuel, PC-12 abre PV-12 para tomar gas desde el colector general del Yacimiento. Si por el contrario, el gas fuera demasiado, PV-12B interviene y libera gas al venteo. En caso de emergencia, el gas proveniente desde el colector puede interrumpirse mediante SDV-102 (válvula de seg. neumática). Cualquier líquido que pudiera quedar en esta corriente de suministro será interceptado en el knock-out drum (separador). El gas ingresa a la unidad a través de la válvula de control PCV-102 autorreguladora. La fase líquida en el colector V-2 consiste en hidrocarburos livianos (gasolina) y el contenido de agua que todavía quedó en el crudo; el primero será evacuado por medio de P-4 A/B. Una bota calentada eléctricamente colecta la fase acuosa, que es drenada a través de los instrumentos de control de nivel. Los condensados de tope de la columna son bombeados bajo el control TIC/FIC-4 de vuelta a la columna T-1. Este reflujo es esencial para mantener la temperatura de tope requerida para cumplir con las especificaciones de los compuestos livianos de gasoil. La producción de livianos del tope abandona el límite de la batería a través del control de nivel LIC-7 del recibidor V-2. El nivel de agua de la bota debe estar siempre controlado. No sólo puede afectar el fraccionamiento, sino que los bolsones de agua dentro de la corriente de reflujo pueden provocar una seria alteración en el control de temperatura y presión en todo el sistema. Dado que algún cloruro de magnesio que todavía pudiera estar presente desde la desalinización podría descomponerse en ácido en el horno, las bombas de inyección de aditivos P-11 y P-12 se utilizarán para neutralización y pasivación.


En los manuales disponibles en la Planta se puede ver los siguientes tópicos:

VOL SEC CAP

1 1 BASES DE DISEÑO

1 Introducción 2 Balance de masa y diagrama de proceso 3 Análisis de fluidos - PAE Argentina 4 Especificación de productos - Argentina Diesel

1 2 DESCRIPCION DEL PROCESO

1 3 OPERACION DE LA PLANTA

1 Parada normal y posterior puesta en marcha 2 Puesta en marcha de rutina 3 Emergencias :

* Corte de energía eléctrica * Parada de bomba de residuo P-2A/B * Pérdida en el horno, H-1 * Falta de alimentación, parada bomba, P-1A/B * Alto contenido de agua en el crudo * Incendio 4 Acción de las válvulas de control

VOL SEC CAP

1 4 OPERACION DE LA PLANTA - APENDICES

1 El desalador, funcionamiento 2 Fraccionadora, funcionamiento 3 Control de calidad. Propiedades del gasoil 4 Consideraciones sobre seguridad 5 Bombas centrífugas 6 Fraccionamiento: Rango de las variables

principales en operación normal

2 5 DOCUMENTACION DE INGENIERIA BASICA

1 Diagramas de cañerías e instrumentos 2 Lista de equipos 3 Hojas de datos de equipos 4 Lista de instrumentos 5 Hojas de datos de instrumentos 6 Lista de cañerías


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7 Lista cables eléctricos 8 Diagrama de borneras 9 Diagramas de lazos 10 Diagramas lógicos 11 Diagramas escaleras de PLC

3 6 PLANOS

1 Diagrama de flujo 2 Obra Civil 3 Cañerías 4 4 Obra mecánica 5 5 Electricidad 6 Plano de estructuras metálicas 6 7 Planos del equipo desalador

7 7 CATALOGOS

1 Desalador 2 Bombas, compresores y quemadores de horno 8 3 Instrumentos (Caudalímetros, controladores

de nivel) 9 3 Instrumentos (medidores de presión,

temperatura) 10 4 Equipos eléctricos 5 Control System Hardware and Software 6 Equipos incendio 7 Instrumentos de laboratorio

Manual de Producción –PAE-Argentina 1-XIV

XIV- SALUD, SEGURIDAD Y MEDIO AMBIENTE.


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REGLAS DE ORO DE SEGURIDAD SALUD Y AMBIENTE La política de Seguridad, Salud y Ambiente, de PAE, estipula que no haya daño a las personas, al ambiente ni a las instalaciones. Todos los que trabajan para nuestras operaciones tienen la responsabilidad de su propia seguridad y de la de aquellos que lo rodean. Las siguientes reglas de SSA se harán cumplir estrictamente, a fin de garantizar la seguridad de nuestra gente y nuestras comunidades. La alta gerencia es responsable de las comunicaciones, capacitación, implementación y auditoria de estas reglas con respecto a su cumplimiento y ejecución. Aunque contenidas en cada una de estas reglas, es importante enfatizar las siguientes condiciones: El trabajo no se realizará sin un Permiso de trabajo que tenga una evaluación de riesgos previa y una reunión de seguridad adecuada para el nivel de riesgo. Todas las personas recibirán entrenamiento y serán competentes en el trabajo que realizan. Se debe utilizar el Equipo de Protección Personal según la evaluación de riesgos y los requisitos mínimos del lugar. Antes de comenzar un trabajo, se tendrán en marcha los planes de respuesta a emergencia, desarrollados con base en un análisis de posibles escenarios de emergencia. Todos tienen la obligación de suspender un trabajo que se considere inseguro. PERMISO DE TRABAJO Antes de realizar un trabajo que implique aislamiento de energía, ingreso a espacios confinados, generación de chispa o llama, o perturbación del suelo, movimiento de cargas por sobre líneas vacías, se debe obtener un permiso que: - Defina el alcance del trabajo -Evalué el riesgo e identifique los peligros -Establezca medidas de control para eliminar o mitigarlos peligros -Enlace el trabajo con otros permisos de trabajo asociados o con operaciones simultaneas -Esté autorizado por la(s) persona(s) responsable(s)


-Garantice un adecuado control del equipo al retorno al servicio. -Comunique la información anterior a todos los que participan en el trabajo TRABAJO EN ALTURAS El trabajo en alturas de 1.2 metros o mayores, por encima del suelo, no se pueden realizar, a no ser que: Se tengan instalados equipos de prevención de caídas de fabricación comercial, arneses, andamios, barandas y verificados por una persona competente. Los equipos o sistemas para detención de caídas cuentan con un anclaje adecuado montado en la parte superior, con ganchos de autocierre de presión con doble pasador en cada extremo para conectarse con una línea de seguridad o plinto de anclaje, cuerdas de fibra sintética de resistencia adecuada, y un amortiguador de tensión. El equipo de detención de caídas limitará la caída libre a 1.8 metros o menos. Las personas que realizan el trabajo deben haber sido entrenadas por un instructor competente. La persona que sube debe ser competente (estar habilitado). Se realiza la inspección visual del equipo y del sistema y si no cumplen las requisitos se debe retirar del servicio. AISLAMIENTO DE ENERGIA Los trabajos que impliquen utilización de fuentes de energía tales como los trabajos mecánicos, eléctricos, de proceso, hidráulicos y otros, no se pueden realizar, a no ser que: -Se expida el permiso con autorización de la persona responsable -El permiso le sea comunicado a todo el personal que participa en la tarea y que se exhiba en un sitio visible. -Se hayan definido las normas de aislamiento -Se utilicen los sistemas de cierre, bloqueo y etiquetas -Se realicen, verifiquen y monitoreen periódicamente las pruebas de aislamiento


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SEGURIDAD EN LOS VEHÍCULOS Los vehículos no se operarán, a no ser que: -Tengan instalados los cinturones de seguridad y éstos sean utilizados por todos los pasajeros -Los conductores estén entrenados y certificados para operar ese tipo de vehículo -El vehículo haya sido inspeccionado para confirmar su integridad operativa y mecánica -Los conductores entiendan y obedezcan todas las normas aplicables y relevantes en cuanto a seguridad en lo que a las carreteras se refiere. -El número de pasajeros no exceda las especificaciones de diseño del fabricante para ese vehículo -El conductor se abstenga de utilizar el teléfono celular o radio manual durante la conducción. PERTURBACIÓN DEL SUELO El trabajo que implique una excavación manual, cavidad, trinchera o depresión en la superficie del suelo que causa de la remoción de tierra no se puede realizar a no ser que: -Se haya expedido el permiso con autorización de la persona responsable designada. -La inspección del lugar de trabajo haya sido realizada por la(s) persona(s) responsable(s). -Se hayan identificado y, de ser necesario, aislado, todos los peligros subterráneos, tales como oleoductos, cables eléctricos, etc. -Todos los controles de apuntalamiento hayan sido definidos e instalados, según la necesidad. -Las condiciones se monitoreen periódicamente. -Se haya expedido un permiso de ingreso a espacio confinado siempre que dicho ingreso se ajuste a la definición de espacio confinado. Nota: Las excavaciones de más de 1.2 metros deberán tener un diseño adecuado. INGRESO A ESPACIOS CONFINADOS El ingreso a cualquier espacio confinado no se puede realizar, a no ser que: -Se hayan descartado todas las demás opciones.


-El permiso se haya expedido con autorización de la(s) persona(s) responsable(s). -El permiso haya sido comunicado a todo el personal afectado y sea exhibido, según la necesidad. -Todas las personas que participan en el trabajo hayan sido entrenadas y certificadas por una persona(s) competente(s). -Se haya logrado un aislamiento positivo efectivo del espacio y se hayan controlado todas las fuentes de energía que afectan el espacio. -Se hayan realizado y verificado las pruebas de atmósfera, además de haberlas repetido con la frecuencia definida en la evaluación del riesgo. -La persona que haga de " VIGIA " esté en su sitio. -Se evite el ingreso no autorizado. IZAJE Y ESLINGAS Las operaciones de izaje en que se empleen grúas, elevadores, polipastos, eslingas y cable de acero no se iniciarán, a no ser que: -Se haya realizado un análisis de riesgos de la tarea y el izaje y los amarres sean realizados por personal calificado. -La grúa y el operador estén habilitados por un organismo externo. -Cuente con mecanismos de seguridad apropiados instalados y en servicio, a fin de prevenir el deslizamiento de la carga o la sobrecarga. -Las grúas, eslingas, grilletes y demás aparatos de izaje utilizados en la operación hayan sido inspeccionados, probados, mantenidos y etiquetados de acuerdo con las especificaciones, además de ser inspeccionados visualmente antes de cada izaje por parte del supervisor encargado del trabajo. -El operador del izaje tenga una visión total de la carga que se está levantando o sea asistido por un encargado de amarre calificado que actúa como encargado de las señales -La carga sea controlada por las debidas líneas de dirección y no sea levantada por encima del personal Nota: Las cargas críticas requieren precauciones adicionales y un plan de izaje crítico aprobado.


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MANEJO DEL CAMBIO (MDC) El trabajo que surja de cambios temporales y permanentes con respecto a la organización, el personal, los sistemas, el proceso, los procedimientos, el quipo, los productos, los materiales o sustancias y las normas y reglamentos, no se podrá realizar, a no ser que se haya tramitado un proceso de Manejo del Cambio, según la necesidad, el cual debe incluir: -Una evaluación de riesgo realizada por todos los afectados por el cambio. -El marco de tiempo asignado y con seguimiento para dicho cambio. -Autorización para el cambio por la(s) persona(s) responsable(s), antes y después del arranque. -Los requisitos de entrenamiento, de ser necesario. -Revisión y actualización del (los) documento(s), de ser necesario. -Comunicación del MDC a todos los afectados por el cambio. MANEJO DE PRODUCTOS QUÍMICOS Para permitir un control adecuado acerca de los productos químicos y su uso en las diferentes labores de la operación, se hace necesario tener un sistema de control para el ciclo de vida del producto químico: -Claridad y conocimiento de la MSDS y de los riesgos antes de COMPRAR el producto. -Transporte y almacenamiento seguro del Producto -Uso del Producto Químico soportado con: Permiso de Trabajo, Hoja de Datos de seguridad, señalización de los peligros y los respectivos Elementos de Protección Personal -Procedimiento seguro para la disposición de los Residuos. -Entrenamiento en control de emergencias a todos los usuarios de los productos químicos.


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POLITICA AMBIENTAL La Unidad de Gestión del Golfo San Jorge reconoce su responsabilidad en la preservación del medio ambiente y para sus actividades, productos y servicios asume los siguientes compromisos: (1)- Conducir sus operaciones de manera de cumplir con lo establecido en esta política. (2)- Cumplir con toda la legislación y normativa ambiental aplicable. (3)-Prevenir la contaminación y reducir progresivamente las emisiones y descargas de todo tipo al ambiente, asegurando un manejo responsable de los desechos. (4)-Mejorar la eficiencia de utilización de los recursos naturales y hacer un uso racional de

la energía buscando su máximo aprovechamiento. (5)-Establecer objetivos y metas ambientales que permitan evaluar regularmente la

evolución del desempeño ambiental y que sean acordes con el compromiso de la mejora continua y con los requerimientos legales y de terceros interesados, los aspectos ambientales significativos y las tecnologías disponibles y aplicables.

(6)-Evaluar los aspectos ambientales de las actividades, productos y servicios actuales,

pasados y proyectados, incluyendo sus modificaciones. (7)-Capacitar y concientizar al personal propio y contratado sobre su influencia en la

gestión ambiental de acuerdo con su función y responsabilidad. (8)-Difundir esta política a todo el personal propio y contratado y mantenerla disponible al público. (9)-Estimular en la comunidad la educación y capacitación sobre principios de Protección Ambiental participando activamente y apoyando iniciativas.


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PROCEDIMIENTO LIMPIEZA DE DERRAMES 1.OBJETIVO Determinar las acciones a seguir para la Limpieza de Derrames dentro de la UG Golfo San Jorge, con la finalidad de controlar los aspectos ambientales involucrados. 2.ALCANCE La limpieza de derrames en toda la Unidad de Gestión Golfo San Jorge. 3.RESPONSABILIDADES 3. 1. Gerencia: 3. 1. 1.Proporcionar los recursos necesarios para el cumplimiento del presente procedimiento. 3.2. Coordinador Ambiental: 3.2.1. Verificar el cumplimiento del presente procedimiento 3.2.2. Asesorar en caso de limpieza de derrames que no quedasen abarcados en el siguiente procedimiento. 3.2.3.Tomar las acciones preventivas y correctivas adecuadas y verificar cumplimiento y efectividad. 3.3. Jefes de Sectores 3.3.1. Capacitara sus Supervisores acerca del presente procedimiento. 3.3.2. Verificar el cumplimiento del mismo en su sector. 3.4.Contratistas: 3.4.1. Realizar las tareas de limpieza de derrames de acuerdo al presente procedimiento. 4.DESARROLLO 4.1. Limpieza de nuevos derrames: 4.1.1.En caso de tratarse de incidentes contaminantes clasificados como Significativos o Mayores según Norma SSA.O.47.0 (Ver ANEXO l), o que el designado para la limpieza del derrame considere que las


características del mismo revisten un grado de particularidad tal que excede lo abarcado en el presente procedimiento, debe comunicarse de inmediato con el Coordinador Ambiental como primera medida, a fin de recibir las instrucciones particulares del caso. 4.1.2.Contención del derrame: Se realiza si los derrames son en terrenos desnivelados o con pendientes, o bien en casos en que la presencia de agua en la superficie pudiera hacer migrar el hidrocarburo. Se forman bordes de contención de tierra mediante el empleo de:

• Maquinaria vial si se tratase de locaciones, caminos o áreas de trabajo desmontadas.

• Paleros si se tratase de campo o zonas sin desmontar. (Ver IG 08, "Manejo de Derrame” y Plan de Contingencias de la UG Golfo San Jorge) 4.1.3.Una vez contenido el derrame, se succiona el fluido derramado

mediante uso de camión atmosférico con equipo de vacío apropiado para la tarea.

4.1.4.Si el derrame se presentara en un terreno desnivelado, deberá excavarse

una pileta cuyas dimensiones son lo más reducidas posible, en el nivel más bajo, con la finalidad de recuperar el fluido con el camión atmosférico.

4.1.5.El fluido recogido es transportado y volcado al sistema productivo en los puntos autorizados a tal fin.

4.1.6. Los puntos habilitados para la descarga de fluido recuperado son:

• Planta Deshidratadora (Cerro Dragón) • Estación CDI (Cerro Dragón) • Planta Deshidratadora (Valle Hermoso) • Estación Tres picos (Tres Picos) • Planta Anticlinal Grande (Anticlinal Grande) • PC 4 (Piedra Clavada) • Planta Tratadora PTC (Koluel Kaike)

4.1.7. Limpieza de locaciones, caminos, picadas y otras áreas desmontadas

4.1.7.1 Para los derrames ocurridos o contenidos en locación, caminos, picadas o áreas de trabajo desmontadas, se recoge el suelo empetrolado mediante el empleo de maquinaria vial, retirando una

capa de suelo de 10 a 25 cm de espesor, lo que asegura que el suelo remanente estará libre de petróleo.


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El suelo retirado se repone con ripio extraído de la cantera de áridos, o material de aporte. Los sólidos empetrolados se transportan a los repositorios de disposición transitoria de suelos empetrolados, autorizados, en donde se acondicionarán y dispondrán finalmente según el procedimiento correspondiente. Los repositorios autorizados son:

• Cerro Dragón • Valle Hermoso • Tres Picos • Madreselva Sur • PC 4 • EV2 • Las Flores (Los Loros) • Cerro Tortuga • Meseta 14 • Bayo

4.1.8. Limpieza de derrames en campo, aguadas y otras áreas no

desmontadas 4.1.8.1. Si el derrame hubiere afectado campo, no se utiliza maquinaria

para su limpieza, sino que se trabaja de manera manual, mediante el empleo de palas manuales, carretillas y elementos afines para evitar perturbaciones en el suelo y la vegetación.

4.1.8.2. Se debe retirar exclusivamente la capa de hidrocarburo, dejando la

totalidad del suelo a fin de preservar la integridad del mismo, evitando la erosión eólica e hídrica.

4.1.8.3.Se debe preservar la cobertura vegetal, por lo que no se debe

retirar, aplastar o cortar vegetación. 4.1.8.4.Con la finalidad de mejorar la limpieza de la cobertura vegetal,

puede requerirse el empleo de un equipo de vapor en determinadas situaciones, en este caso, el equipo será provisto por la empresa contratista encargada de la limpieza.

4.1.8.5.Los sólidos empetrolados se manejan y disponen de la misma

manera que los derrames ocurridos en locación, caminos, picadas y otras áreas desmontadas.

4.1.8.6.En caso de existir la posibilidad de ingreso de animales, el

supervisor de producción solicitará que se coloque un alambrado de cinco hilos en la zona del incidente.


4.1.8.7. Si el área resultare dañada y necesitare un tiempo de restauración, se alambrará la misma a fin de restringir el ingreso de animales domésticos favoreciendo su recuperación.

4.1.9. Sprays de petróleo

4.1.9.1.Para derrames producidos por sprays (no afectan significativamente la vegetación), se deberá alambrar el área afectada como única medida. Esto evitará el contacto del hidrocarburo con animales y permitirá la biodegradación natural.

No deberá emplearse maquinaria alguna en la remediación delárea afectada.

4.1.10. Derrames que afecten cursos superficiales

4.1.10.1.Debido a la no existencia de cursos de agua superficiales permanentes en el área operada por Pan American Energy LLC, este tipo de derrames son poco frecuentes. No obstante, es probable que existan cursos de agua someros que permanezcan secos gran parte del aflo, pero que puedan llevar agua en época de lluvias.

4.1.10.2.En este caso, la contención del derrame se realiza mediante el

empleo de barreras flotantes absorbentes, las cuales serán incineradas al finalizar la recuperación. (Ver IG 08, "Manejo de Derrame? y Plan de Contingencias de la UG Golfo San Jorge)

4.1.10.3. Las barreras se colocan formando una curva con la finalidad de desplazar el fluido hacia el punto de succión. 4.1.10.4.La recuperación del fluido derramado se realiza mediante el

empleo de camiones de vacío en un punto de succión determinado.

4.2. Limpieza de Derrames Pasados:

4.2.1.En el caso de piletas remediadas y escarificadas o antiguos

derrames remediados y escarificados que presenten bloques de petróleo seco espeso en superficie (terrones), lo más importante es no dañar la vegetación preexistente. Se deben retirar exclusivamente los "terrones" de sólidos empetrolados mediante el empleo de palas manuales. La disposición de los sólidos empetrolados se realiza de la misma manera que para los derrames en locaciones, caminos, picadas y otras áreas desmontadas.


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4.2.2.En el caso de derrames antiguos que no hayan sido remediados y presenten petróleo seco espeso en superficie, se debe realizar una roturación con escarificador a fin de trozar la capa sólida y mezclarla con el suelo, para favorecer la biodegradación. La roturación debe realizarse exclusivamente en aquellas zonas en donde no ha crecido vegetación, favoreciendo la oxidación del petróleo y el enraizamiento de la vegetación.

4.3. Finalización del trabajo

4.3.1.Una vez finalizadas las tareas de limpieza, tanto el Supervisor a cargo de la limpieza por parte de la empresa contratista, como el programador de PAE del distrito en el que ocurrió el derrame, firman el registro RO 01.00.10, Tlaim File% dejando constancia de la realización del trabajo. (Ver PO 01.00.10)

5. DOCUMENTOS DE REFERENCIA 5.1.IG 11.08, "Manejo de Derrame” 5.2.Plan de Contingencias de la UG Golfo San Jorge 5.3.PO 01, "Denuncia de Incidentes Contaminantes" 5.4.RO 0 1.00. 10, "Claim File" 5.5.Norma SSA.047.0

ANEXO 1 Definición de Incidentes, Incidentes Significativo e Incidente Mayor según Norma SA.047.0 INCIDENTE: Es un suceso no planificado que puede originar lesiones a personas, daños a la propiedad, al medio ambiente y/o detención o interferencias en el trabajo. INCIDENTES SIGNIFICATIVOS:

• Significan una amenaza potencial o real a la salud o seguridad pública. • Se espera un impacto en el medio ambiente fuera del área de trabajo o un

impacto significativo dentro del área. • Intervienen o se prevé la intervención de los medios de comunicación. • Demostraciones o violencia organizada cerca de las instalaciones o de las

viviendas particulares del personal. PAE no es un objetivo principal. • Cambios dentro de la industria o del país que puedan provocar un impacto

financiero significativo a la operación, incluyendo el despido de importantes cantidades de personal.


INCIDENTES MAYORES:

• Significan una seria amenaza a la salud o seguridad pública. • Heridas graves o pérdida de la vida de empleados, contratistas o público. • Se espera un impacto significativo al medio ambiente fuera del área de trabajo o

un impacto mayor dentro del área. • Intervienen o se prevé la intervención de los medios de comunicación, ya sea

que pueda afectar o no a la imagen de la Compañía. • Amenazas de bombas potencialmente reales, secuestros y demostraciones

que tengan a PAE como objetivo. • Cambios dentro de la industria o del país que puedan producir tal impacto que

obliga a tomar medidas extremas. • Pérdidas por accidentes superiores a los US$ 200,000. • Derrames de petróleo mayores a los 15,000 litros (100 barriles) o menores si el

área afectada es sensible. • Cualquier otro incidente de crisis o con alto potencial de riesgo, que a criterio

del Gerente de la UG o el CI, deba ser considerado como Mayor.

Por ejemplo: - Incendios importantes, explosiones o derrames de líquidos inflamables o tóxicos.

- Daño significativo a un edificio o equipos. - Importantes pérdidas de información vital. - Derrame de sustancias altamente peligrosas. - Reacciones adversas y significativas de las autoridades, prensa o

público en general.

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