equipos de superficie y pruebas de producción a pozos de petróleo.

UNIVERSIDAD VERACRUZANA
FACULTAD DE INGENIERIA MECANICA ELECTRICA
ZONA POZA RICA – TUXPAN
“EQUIPOS DE SUPERFICIE
Y PRUEBAS DE
PRODUCCIÓN A POZOS
DE PETRÓLEO.”
TESINA
QUE PARA OBTENER EL TÍTULO DE
INGENIERO MECÁNICO ELECTRICISTA
PRESENTA:
MARIO CÉSAR HERBERT NIETO
DIRECTOR DE TRABAJO RECEPCIONAL
ING. CÉSAR IGNACIO VALENCIA GUTIÉRREZ
POZA RICA, VER.
MAYO DE 2011.
1
INDICE
CAPITULO I
INTRODUCCIÓN
JUSTIFICACIÓN
NATURALEZA, SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO
ENUNCIACIÓN DEL TEMA
EXPLICACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL TRABAJO
CAPÍTULO II
DESARROLLO DEL TEMA
PLANTEAMIENTO DEL TEMA DE LA INVESTIGACIÓN
MARCO CONTEXTUAL
MARCO TEÓRICO
3
4
5
7
8
9
11
1.0 EQUIPO DE CONTROL DE FLUJO.
1.1 CABEZAL DE PRUEBA DE SUPERFICIE.
1.2 VÁLVULA DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE.
1.3 SISTEMA DE TUBERÍA.
1.4 CABEZAL DE DATOS.
1.5 CHOKE MANIFOLD.
15
21
24
27
28
2.0 EQUIPO DE CONTROL DE PROCESO.
2.1 CALENTADOR EN LÍNEA.
2.2 SEPARADORES.
2.3 ACCESORIOS DE SEGURIDAD DE LOS SEPARADORES.
2.4 MEDIDOR DE FLUJO.
2.5 CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN DE SEPARADORES.
36
42
56
61
64
3.0 MEDICIONES DE FLUIDO, GAS.
3.1 MEDICIÓN DEL FLUJO DE GAS.
3.2 LEYES DE LOS GASES.
3.3 APLICACIÓN PRÁCTICA A LA MEDICIÓN DE GAS.
67
77
81
4.0 MEDICIONES DE FLUIDO, LÍQUIDO.
4.1 MEDICIONES DEL FLUJO DE LÍQUIDO.
4.2 PRUEBAS AL AFLUENTE DE POZO.
4.3 PROPORCIONES CORREGIDAS.
4.4 MUESTREO DEL AFLUENTE DE POZO.
ANÁLISIS CRÍTICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES
87
89
101
111
114
CAPÍTULO III
CONCLUSIONES
116
BIBLIOGRAFÍA
ANEXOS
121
122
2
CAPITULO I: INTRODUCCIÓN
El Petróleo es un combustible fósil. Se le llama combustible fósil por que se formo de
los sobrantes de pequeñas plantas y animales marinos que murieron hace millones
de años. Cuando las plantas y animales murieron, se hundieron en el fondo de los
oceanos. Fueron enterrados por miles de pies de arena y sedimento de lodo.
A traves del tiempo esta mezcla orgánica estuvo sujeta a enorme presión y calor a
medida que las capas aumentaban. La mezcla cambia quimicamente,
desdoblándose en compuestos hechos de átomos de carbono e hidrogeno –
hidrocarbonos. Finalmente una roca de petróleo insaturado (muy parecido a una
esponja casera) se formo.
Todos los materiales orgánicos no se convierten en petróleo. Deben existir ciertas
condiciones geológicas con las rocas ricas en petróleo. Primero, debe ser una roca
no porosa de atrape que prevenga que el petróleo se filtre al exterior y un sello
(como sal o arcilla) que no permita que el petróleo se suba a la superficie. Aun bajo
estas condiciones, solamente cerca del 2% del material orgánico se transforma en
petróleo.
Un reservorio típico es principalmente de arenisca o piedra caliza en la cual el
petróleo es atrapado. El petróleo puede ser tan delgado como la gasolina o tan
espeso como la brea. Puede ser casi transparente o negro.
El petróleo es llamado una fuente de energía no renovable porque toma millones de
años en formarse. No podemos hacer más petróleo en un corto tiempo.
3
JUSTIFICACIÓN
Una prueba de pozo se describe como la medición, bajo condiciones controladas, de
todos los factores relacionados con la producción de crudo y gas y agua de un pozo
en un dado lapso de tiempo.
Las pruebas de pozo ayudan en la predicción de las capacidades de producción y
las tendencias. A partir de esta información se toman decisiones importantes, tales
como métodos de producción, programas de recuperación secundaria, y desarrollos
en perforación.
Los organismos de regulación pueden utilizar los resultados de la prueba para
establecer si cancelan proyectos asignados y como base para los impuestos.
Los encargados de realizar las pruebas en el pozo tienen la responsabilidad de
suministrar datos precisos y completos del comportamiento del reservorio.
Debido a que el único propósito del ejercicio de prueba es reunir información, el
equipo esencial del sistema de prueba es el medio de obtener:
 Temperaturas
 Presiones
 Ratas
 Volúmenes
 Muestras
El equipo de superficie utilizado para realizar una prueba de pozo es una
combinación única de componentes que suministran control del pozo, procesamiento
al efluente del pozo, análisis y desechos. La combinación exacta de los
componentes necesarios para alcanzar estas metas depende de las condiciones del
pozo y los requerimientos de la prueba.
Una característica vital del equipo de prueba en superficie (STE) es la flexibilidad.
Un extenso rango de tipos de equipos y capacidades están disponibles para
suministrar un sistema engranado eficientemente con los requerimientos del cliente.
Las operaciones de prueba de pozo tratan con fluidos altamente inflamables a alta
presión y temperaturas. Es por tanto esencial que la instalación y la operación del
equipo de prueba de pozo sean manejadas por personal entrenado y ajustado a los
procedimientos de seguridad estándar.
4
NATURALEZA, SENTIDO Y ALCANCE DEL TRABAJO
Cuando se realizan pruebas de pozos, hay que tener en consideración los siguientes
aspectos:
ꉟ Requerimientos de las condiciones dinámicas.
ꉟ Tipo y disposición del equipo de superficie para pruebas.
ꉟ Equipo necesario para tomar muestras en superficie.
ꉟ Requisitos de seguridad.
Las pruebas de yacimiento sólo se pueden realizar bajo condiciones dinámicas, lo
que significa que hay que perturbar al yacimiento. Esa perturbación se propagará
dentro del yacimiento e inducirá cambios en su presión. El cambio de presión se
registra en el pozo y las tasas de flujo medidas también en el pozo, se interpretan en
conjunto para obtener información sobre los parámetros y la geometría del pozo y
del yacimiento.
La forma de crear una perturbación de la presión depende de si el yacimiento está
produciendo o está inactivo:
ꉟ Si el pozo ha permanecido cerrado durante un tiempo prolongado, la
mejor manera de crear una perturbación de la presión es haciendo
fluir el yacimiento.
ꉟ Si el pozo ha estado fluyendo durante largo tiempo, se cierra para
crear la perturbación de la presión; esto da lugar a la prueba de
incremento de presión.
También se puede crear una perturbación de presión en un pozo que fluye, ya sea
aumentando o disminuyendo la tasa de flujo.
Equipos de superficie para pruebas de pozos
El término que se da en la ingeniería de yacimientos para el lapso durante el cual el
pozo experimenta cambios de presión es “periodo de presión transitoria.” Los fluidos
producidos durante el periodo de presión transitoria, tienen que manejarse en
superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para
producción permanente usualmente no han sido todavía construidas. Estos equipos
han de poder realizar una amplia gama de funciones de manera segura y confiable:
ꉟ controlar en superficie rápidamente la presión y las tasas de flujo y
permitir el cierre del pozo (se aplica tanto a la realización de pruebas
de pozos exploratorios como de desarrollo, como es el caso de la
limpieza)
ꉟ separar el efluente resultante en tres fluidos distintos (petróleo, gas y
agua), medir con precisión los fluidos y recoger y separar los sólidos
según sea el caso
ꉟ tomar muestras en superficie
5
ꉟ desechar los fluidos resultantes respetando el medio ambiente
Por medio de la investigación bibliográfica, comparada con los datos de campo
propio y adecuado para realizar las pruebas de producción, se ha compilado la
presente información.
Tratando de presentarlos en forma clara, concisa y sencilla, es que se se ha
elaborado la presente tesina, queriendo dar a conocer los trabajos que se realizan
para éste propósito y que sirva de referencia para trabajos posteriores.
6
ENUNCIACIÓN DEL TEMA
El presente trabajo recepcional describe de una manera clara y sencilla los
diferentes procesos y operaciones que son realizados en el área de pruebas de
pozo, pruebas extensas y facilidades de producción. Este documento proporciona
cada procedimiento con la información técnica y las instrucciones que deben ser
seguidas para minimizar daños y peligros a personas y equipos.
Es necesario que todas las actividades sean realizadas siguiendo los mismos
parámetros contribuyendo en la optimización de procesos, la seguridad del personal,
conservación de equipos y preservación del medio ambiente. Por la manera sencilla
y clara en que se encuentran expuestos los procedimientos, de este documento
deben ser utilizados como instrumento de conocimiento general por cada uno de los
trabajadores de las operaciones.
Actualmente, no es posible diseñar e implementar un programa de pruebas de pozo
siguiendo normas estándares o tradicionales. Las cada vez más sofisticadas
prácticas de desarrollo y manejo de yacimientos, las estrictas exigencias de
seguridad, las preocupaciones ambientales y una mayor necesidad de eficiencia en
cuanto a los costos, hacen necesario que la secuencia completa de pruebas—desde
el diseño de la prueba hasta la evaluación de los datos—se conduzca de manera
inteligente. El diseño apropiado de las pruebas, el correcto manejo de los efluentes
en superficie, la utilización de registradores de alto desempeño, las herramientas de
fondo de pozo y los sistemas de disparo flexibles, así como la validación del pozo y
una interpretación completa son claves para el éxito de las pruebas de pozo.
La importancia de tener objetivos claramente definidos y una planificación cuidadosa
no será nunca exagerada. El diseño de una prueba de pozo incluye el desarrollo de
una secuencia dinámica de medición y la selección de equipos mecánicos que
permitan adquirir los datos del pozo de manera efectiva y económica. El diseño de
las pruebas es más exitoso cuando el analista puede integrar simultáneamente a
través de programas de computación los registros de pozo abierto, el análisis de la
optimización de la producción, el diseño del programa de disparos y de la
terminación del pozo, y los módulos de interpretación de las pruebas de yacimiento.
El primer paso en el diseño de las pruebas consiste en dividir el yacimiento en zonas
verticales usando registros de pozo abierto y datos geológicos. Luego se definen los
datos del pozo y del yacimiento que se deben obtener durante las pruebas para
determinar
el
tipo
de
prueba
que
se
debe
llevar
a
cabo.
7
EXPLICACIÓN DE LA ESTRUCTURA DEL TRABAJO
Este trabajo recepcional tiene como finalidad presentar uno de los aspectos más
importantes en una prueba de pozo que describe cómo la medición, bajo
condiciones controladas, de todos los factores relacionados con la producción de
crudo y gas y agua de un pozo en un dado lapso de tiempo; y que a su vez pueda
servir de guía y consulta para la comunidad universitaria de la Facultad de Ingeniería
Mecánica Eléctrica, así como al personal involucrado en las pruebas de producción a
pozos petroleros.
La presente tesina se ha estructurado con un marco contextual que proporciona la
información suficiente para ubicarse en el conocimiento de las pruebas de
producción a pozos petroleros.
Posteriormente se realiza el desarrollo del marco teórico, donde se exponen los
conceptos involucrados en las pruebas de producción a pozos de petróleo mediante
la obtención de distintos parámetros de medición así como de equipos especiales
designados para tal fin, el cual se desglosa de la siguiente manera:
En primer lugar se describen los Equipos de Control de Flujo para las pruebas de
producción, en donde se explican ampliamente los diferentes tipos de equipos
involucrados en las pruebas de producción, tales como los cabezales de prueba,
válvulas y sistemas de tuberías y los diversos efectos que afectan su correcto
funcionamiento.
En segundo lugar se expone el tema del Equipo de Control de Proceso,
desarrollando los temas sobre el calentador, separadores y accesorios de seguridad,
así como los diferentes medidores de flujo empleados.
En tercer lugar se explican las Mediciones de Fluido, Gas, tratando de entender
cómo se mide la fase gaseosa de un pozo de producción de petróleo, a través de las
ecuaciones de los leyes de los gases.
Finalmente, dentro de éste marco teórico se presentan las Mediciones de Fluido,
Líquido, explicando las mediciones y las pruebas al afluente del pozo.
Concluye la presente investigación documental con un Análisis Crítico de los
Diferentes Enfoques, para así llegar a las Conclusiones. Presentando además la
Bibliografía consultada y los Anexos específicos a éste trabajo recepcional.
8
CAPITULO II: DESARROLLO DEL TEMA
PLANTEAMIENTO DEL TEMA DE LA INVESTIGACIÓN
Este trabajo recepcional de “Equipos De Superficie Y Pruebas De Producción A
Pozos De Petróleo,” presenta las pruebas para determinar la productividad de los
pozos y describir el yacimiento en la vecindad del pozo, así como también los
principios de diseño de las mismas. Estas técnicas constituyen la base para los
demás tratados sobre servicios de pruebas de pozos, sistemas de seguridad,
servicios de superficie para pruebas de pozos y servicios de adquisición de datos.
Pruebas de pozos
Las pruebas de pozos de petróleo y gas se realizan durante diferentes etapas de la
construcción, terminación y producción del pozo. El objetivo de las pruebas en cada
una de las etapas varía desde la simple identificación de los fluidos obtenidos y la
determinación de la facilidad de su producción hasta la caracterización de
propiedades complejas del yacimiento. La mayoría de las pruebas se pueden
agrupar en pruebas de productividad o pruebas descriptivas.
Las pruebas de productividad tienen como fin:
ꉟ identificar los fluidos producidos y determinar sus respectivas
proporciones volumétricas
ꉟ medir la presión y la temperatura del yacimiento
ꉟ obtener muestras apropiadas para el análisis de presión – volumen –
temperatura (PVT)
ꉟ determinar la productividad de la formación
ꉟ evaluar la eficiencia de la terminación
ꉟ caracterizar el daño de la formación
ꉟ evaluar trabajos de reparación o tratamientos de estimulación.
Las pruebas descriptivas tienen por objeto:
ꉟ evaluar los parámetros del yacimiento
ꉟ caracterizar las heterogeneidades del yacimiento
ꉟ estimar el tamaño y la geometría del yacimiento
ꉟ determinar el grado de comunicación hidráulica entre pozos.
Cualesquiera que sea el objetivo, los datos de las pruebas son esenciales para
analizar, predecir y mejorar el comportamiento del yacimiento. Estas actividades son
a su vez fundamentales, para optimizar el desarrollo del yacimiento y el manejo
eficiente del mismo.
La tecnología de las pruebas está evolucionando con gran rapidez. La importancia y
9
el potencial de las pruebas de pozos han aumentado de manera significativa debido
a la integración con datos obtenidos por otras disciplinas relacionadas con
yacimientos, la evolución constante del software interactivo para el análisis de
presiones transitorias, los adelantos tecnológicos en los sensores de fondo de pozo
y el mejor control de las condiciones existentes en el pozo.
Pruebas de productividad
Las pruebas de productividad, que son las más sencillas de realizar, permiten
identificar los fluidos producidos, recoger muestras representativas de los mismos y
determinar la producibilidad del yacimiento. Las muestras de fluidos de la formación
se emplean para el análisis PVT, el cual nos revela cómo se encuentran los
hidrocarburos a diferentes presiones y temperaturas. El análisis PVT también ofrece
información sobre las propiedades físicas de los fluidos. Esta información es
necesaria para el análisis de las pruebas de pozo y la simulación del flujo de fluidos.
La producibilidad del yacimiento constituye una preocupación clave para su
explotación comercial.
Para calcular la productividad de un yacimiento es preciso encontrar la relación
existente entre la velocidad de flujo y la caída de presión.
Esto se logra haciendo fluir el pozo a diferentes velocidades, a través de
estranguladores de distinto diámetro y midiendo la presión y la temperatura
estabilizadas en el fondo del pozo para cada estrangulador.
La gráfica de flujo en función de la presión de fondo se conoce como Curva de
Comportamiento (IPR, por sus siglas en inglés). Para un petróleo monofásico, la
curva IPR es una línea recta cuya intersección con el eje vertical define la presión
estática del yacimiento. La inversa de la pendiente corresponde al índice de
productividad del pozo. La curva IPR está regida por las propiedades de los fluidos y
de la roca y por las condiciones existentes en las proximidades del pozo.
10
MARCO CONTEXTUAL
Las pruebas en los pozos de crudo y gas se realizan en varias etapas de la
perforación, la completación y la producción. Los objetivos de la prueba en cada
etapa abarcan desde la simple identificación de los fluidos producidos y la
determinación de la disponibilidad del reservorio para la identificación de
características complejas de reservorio. Muchas de las pruebas de pozo se pueden
agrupar bien sea como pruebas de productividad o como pruebas
descriptivas/reservorio.
Las pruebas de productividad del pozo se realizan para:







Identificar los fluidos producidos y determinar sus relaciones de
volumen respectivas.
Medir la Presión y la Temperatura del reservorio.
Obtener muestras apropiadas para análisis de PVT.
Determinar la capacidad de producción del pozo.
Evaluar la eficiencia de la completación.
Caracterizar daños del pozo
Evaluar tratamiento de estimulación o reparación (workover).
Las Pruebas Descriptivas buscan:
Evaluar Parámetros de Reservorio.
Caracterizar hetereogeneidades del Reservorio.
Valorar la extensión del reservorio y su geometría.
Determinar la comunicación hidráulica entre los pozos.
Tipos de Prueba
Este trabajo recepcional trata de las pruebas usadas más comúnmente para probar
pozos de gas y crudo. La explicación de las pruebas consta de tres partes: la teoría,
el procedimiento y el ejemplo. Antes de discutir los tipos de pruebas se debe hacer
la distinción entre pozos de crudo y pozos de gas.
Un pozo de crudo producirá crudo, gas y algunas veces agua en cantidades
variables; sin embargo, el volumen del crudo es la medida básica y el volumen de
gas se expresa en pies cúbicos por barril de crudo en tanque de reserva. Hay pozos
de crudo que producen una proporción gas-crudo (GOR) en exceso de 10,000 pies
cúbicos de gas por barril de crudo en tanque de reserva. Proporciones altas gascrudo como esta ocurrirán como resultado de reservorio agotado (depletado) o en un
pozo completado en o cerca de un campo de gas.
Los pozos que producen gas seco o gas y condensado se llaman pozos de gas. Los
pozos de gas usualmente producen algo de agua ya sea en un vapor de agua
11
asociado con el gas a las condiciones del reservorio o agua libre del reservorio.
Para un pozo de gas, el volumen del gas es la medida básica usualmente expresada
en términos de miles de pies cúbicos por día (MCF/D) o millones de pies cúbicos por
día (MMCF/D) en condiciones estándar de presión y temperatura (por ejemplo 14.65
psia y 60ºF).
La producción de condensado o agua usualmente se expresa como barriles por
millones de pies cúbicos de gas (BBL/MMCF). Muchos pozos de gas producirán
menos de 100 barriles de condensado por millón de pies cúbicos de gas; sin
embargo, algunos pozos producirán tanto como 200 BBL/MMCF.
Prueba (DST) “Drill Stem Test “
Un juego de herramientas de Drill Stem es un conjunto de herramientas de fondo
utilizadas para el completamiento temporal de un pozo. Se corren como un medio
de suministrar un método seguro y eficiente de controlar una formación durante la
recolección de los datos esenciales del reservorio en la exploración, estimación y
aún en la fase de desarrollo de un pozo, o para realizar pre-acondicionamiento o
servicios de tratamiento antes de un completamiento permanente del pozo.
Se llevan a cabo dos tipos de Pruebas DST, estas son:


Pruebas DST en Hueco Abierto (Open Hole Drill Stem Tests)
Pruebas DST en Hueco Revestido (Cased Hole Drill Stem Tests)
Prueba DST en Hueco Abierto (Open Hole Drill Stem Testing)
Si los hidrocarburos son detectados bien sea en “corazones” o cortes durante la
perforación o indicados en los registros, una prueba DST en hueco abierto
proporciona un medio rápido y efectivo de evaluar rápidamente el potencial de la
formación. Sin embargo, la técnica requiere que el hueco esté en muy buenas
condiciones y muy bien consolidado a medida que los elementos del empaque
efectivamente sellan en la cara de la roca. Las secciones del hueco abierto también
limitan la aplicación de presión en el anular, por tanto se diseñan sartas especiales
las cuales se operan por tubería alterna y/o rotación. El Sistema Evaluador Multiflujo
(MFE) es por sí mismo, una sarta de prueba DST en hueco abierto.
Si la perforación no se detiene para permitir la prueba cuando se encuentran zonas
con potenciales de hidrocarburos un método alterno es esperar hasta que el pozo
esté perforado a la profundidad total y luego usar “Straddle Packers” para aislar la
zona de interés.
Las pruebas DST en hueco abierto (Open hole drill stem tests) recogen pronta e
importante información pero las pruebas de reservorio requieren más datos al cabo
de un período más largo. La extensión del reservorio investigado aumenta con la
duración de la prueba. Un factor clave que domina la duración de una prueba en
12
hueco abierto es la estabilidad del pozo (wellbore). En algún punto del pozo, este
puede derrumbarse encima del packer y la sarta puede quedarse permanentemente
pegada en fondo, requiriéndose un costoso desvío de pozo (sidetrack). Estos
peligros de la estabilidad del pozo han sido eliminados realizando pruebas después
de sentar el revestimiento (casing) y en muchos sectores, especialmente costa
afuera, las pruebas en hueco revestido (cased hole) han reemplazado la prueba
tradicional en hueco abierto (open hole drill stem testing).
Prueba DST en Hueco Revestido (Cased Hole Drill Stem Testing)
A medida que la perforación costa afuera ha aumentado, los taladros flotantes
llegaron a ser muy comunes, aumentando el potencial de la nave para que
accidentalmente accione las herramientas tradicionalmente activadas por peso e
incluso que desasiente el empaque. Además, entre más profundos y desviados los
pozos hacen que las herramientas correspondientes sean más difíciles de operar y
controlar y así se arriesga la seguridad de la operación. Se diseño un sistema de
presión controlada específicamente para estas aplicaciones, eliminando la
necesidad de manipular la tubería después de haber sentado el empaque y
eventualmente convirtiéndose en el nuevo estándar en las operaciones DST.
Objetivos de la Prueba de Pozo
Los objetivos de la prueba de pozo usualmente están clasificados como de corto y
largo plazo. Los tiempos de la prueba requeridos para satisfacer los objetivos de la
prueba varían para cada reservorio dependiendo de la roca del reservorio y las
propiedades del fluido.
Los objetivos de prueba a corto plazo son para recolectar y analizar suficientes datos
de prueba de pozo y obtener una descripción del sistema de reservorio en las
inmediaciones del pozo. Los parámetros determinados incluyen lo siguiente:







Presión inicial del Reservorio, pi
Permeabilidades efectivas de gas, crudo y agua, kg, ko, kw
Espesor útil, h
Factor “skin” (daño a la formación), S
Investigación de radio, ri
Constante de Flujo Turbulento, D
Longitud de la Fractura y Permeabilidad (si aplica)
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ARREGLO GENERAL PARA LA PRUEBA DE POZO
Los objetivos de prueba a largo plazo son para recolectar y analizar datos suficientes
para obtener una descripción del reservorio. Usualmente se requiere de una
extensión de muestreo más grande para satisfacer los objetivos a largo plazo.
Estos objetivos son normalmente ya sea probar un predeterminado volumen de
hidrocarburos o investigar a una distancia prefijada antes de terminar la prueba.
Cualquier límite o frontera del reservorio encontrada es identificada para determinar
su distancia y forma relativa.
14
MARCO TEÓRICO
1.1 CABEZAL DE PRUEBA DE SUPERFICIE.
Los cabezales de prueba están instalados en la sarta de prueba DST (“Drill Stem
Test) para suministrar una forma de entrada a la tubería DST mediante:
La circulación de fluidos de estimulación o para matar el pozo Wireline o Coil Tubing
También suministran una salida a través de la válvula lateral de flujo para la corriente
de fluidos que fluyen del pozo hacia el equipo de prueba de superficie.
El diseño básico del Cabezal de Prueba de Superficie (figura 1.1), incorpora cuatro
válvulas: maestra, swab, kill y línea de flujo (actuador hidráulico). El ensamble
también tiene “swivel" que permite la rotación de la tubería para manipular las
herramientas de fondo sin girar el cabezal de prueba.
FIG. 1.1: ARREGLO DEL CABEZAL DE PRUEBA.
15
Se suministra un sustituto de levantamiento “lifting sub” para permitir a los
elevadores del taladro suban y bajen el árbol en el derrick. Algunos diseños pueden
incorporar una válvula kill hidráulica, válvula maestra inferior, y/o substituto de
inyección de químicos.
Existen dos distintos estilos de cabezales de prueba: (1) componente y (2) bloque
sólido.
1.1. A. Prueba de Presión.
Antes de que la prueba al Cabezal se lleve al piso de perforación y se conecte a la
sarta de prueba, se le realizara prueba de presión al ensamble para asegurar la
integridad del cuerpo del cabezal, válvulas y conexiones con bridas.
En pruebas de presión iniciales (figura 1.2), aplicadas vía D con válvulas de aguja
en tapones de prueba en las posiciones A, B, y C. Se debe utilizar registrador de
presión de superficie Barton para registrar estas pruebas. La prueba de presión y el
periodo de prueba usualmente son realizados para cumplir con requisitos del cliente.
Antes de la Prueba de Presión:
Coloque barreras de prevención alrededor del área de prueba.
Avise en un Sistema altavoces que la prueba de presión va a comenzar.
Asegúrese que no haya presencia de personal no requerido y despeje el
área de prueba.
Abra las válvulas 1 a la 4 y A a la D. (Figura 1.2). (Establezca el rango
del actuador, pero usualmente se requiere una presión de línea de
control de aproximadamente 1500 psi para abrir y mantener la Válvula
Actuador (4))
Llene el ensamble con agua.
Cierre las válvulas de aguja A, B, y C y comience a bombear para
probar la presión. Inspeccione visualmente todas las conexiones
buscando señales de goteo o fugas.
NOTA:
NO INTENTE CUALQUIER ACCIÓN CORRECTIVA MIENTRAS ESTÉ APLICANDO
PRESIÓN.
Una vez en la presión de prueba, aísle la bomba y monitoree el periodo
de prueba. [Prueba Uno – Interior lleno]
Cierre las válvulas 2, 3 y 4 (línea de control presión cero)
Derrame presión lentamente a través de las válvulas A, B y C a llegar a
cero.
16
FIG. 1.2: ESQUEMA DEL ARREGLO DE PRUEBAS.
Vigile el período de prueba. [Prueba Dos – internamente contra las
válvulas kill, swab y de línea de flujo]
Cierre la válvula 1, abra la válvula 2 (línea de matar) despresurice
lentamente sobre la válvula maestra, vigile el periodo de prueba
[Prueba tres – válvula maestra desde abajo]
Despresurice presión a través del agujero de la bomba a llegar a cero.
Haga el montaje sobre la línea de KILL con el equipo de prueba.
Abra la válvula 2. (Válvulas 1, 3 y 4 cerradas).
Comience a bombear a la presión de prueba.
Una vez a la presión de prueba aisle la bomba y monitoree el período de
la prueba [Prueba Cuatro - válvula maestra desde arriba]
Cierre la Válvula 2 y vigile el período de prueba. [Prueba Cinco –
válvula Kill]
Despresurice la presión a través del orificio de la bomba a llegar a cero.
LAS REPARACIONES Y EL MANTENIMIENTO INICIADOS EN ESTE MOMENTO DEBEN SEGUIR
PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO RECOMENDADOS.
1.1. B. Moviendo el Cabezal de Prueba al piso de perforación.
Mientras esta en el proceso de mover el cabezal al piso de perforación,
asegúrese que todo el personal esté enterado y evite ser atrapado
bajo el cabezal ya que el taladro se debe mover.
Retire y guarde las eslingas antes de que los elevadores del taladro
suban el cabezal.
Antes que el cabezal se ensamble a la sarta DST por medio de la junta
(handling joint) asegúrese que el swivel este libre para girar y que ya
sea la válvula maestra superior o inferior estén cerradas.
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Después de que el cabezal o árbol se está conectado a la sarta DST,
asegúrese que el protector del pistón esté colocado. Esto evitará daño
al vástago del actuador. Tenga cuidado de engrasar los niples y sus
protectores web.
Después de que el cabezal se ha conectado a la sarta DST asegúrese
de quitar el protector del pistón y asegúrese que el cabezal de prueba
no este soportando el peso de la Coflexip o tubería, si es necesario
apoya la Coflexip o tubería sobre maderas o soportes. (utilice un
elevador pequeño de ser necesario).
Antes revise la prueba de presión a la swivel. Es una buena práctica,
cuando se trabaja en un taladro flotante marcar una línea blanca a
través de las juntas en el STT para poder observar si cualquiera de
ellas está dando marcha atrás.
Una vez el cabezal de Prueba de Superficie ha sido montado en la sarta
de prueba, se realizarán otras pruebas de presión para la integridad
del ensamble antes de iniciar el programa de pruebas.
Estas pruebas normalmente se llevarán a cabo con la prueba de presión de la sarta
de prueba. Hay varios cambios empleados en la práctica para alcanzar esto, uno de
los cuales es descrito a continuación.
Configuración de la válvula como sigue:
Válvula Kill abierta.
Válvula actuador abierta.
Válvula swab cerrada.
Válvula Maestra cerrada (o el fluido será bombeado downhole)
Válvulas Choke Manifold abiertas.
1.1. C. Procedimiento para la prueba de presión:
Comience a bombear y lentamente haga brotar las líneas. (utilizando
bomba de taladro a través de la línea de matar )
Cierre las válvulas frontales en el choke manifold y comience a bombear
a la presión de trabajo.
Una vez a la presión de prueba aísle la bomba y monitoree el período de
prueba. [Prueba Uno – contra las válvulas maestra y swab] .
También revise la integridad de la manguera Coflexip, Cabezal de
Datos y las conexiones del choke.
Derrame la presión a través del agujero de la bomba hasta cero.
Cierre la válvula actuador línea de flujo.
Comience a bombear lentamente hasta la presión de prueba.
Una vez a la presión de prueba aísle la bomba y monitoree el período de
prueba [Prueba Dos – contra la válvula actuador línea de flujo]
Derrame la presión a través del agujero de la bomba a cero.
18
Abra la válvula maestra y la válvula actuador de flujo de línea.
Cierre la válvula kill.
Comience a bombear lentamente hasta la presión de prueba.
Una vez a la presión de prueba aísle la bomba y monitoree el período de
prueba. . [Prueba Tres – contra la válvula kill].
Derrame la presión a través del agujero de la bomba a cero.
Drifting. Después de terminar toda la prueba de presión. Junte todos los cross over
necesarios y revise el drift en el alma del árbol al mínimo especificado por el cliente.
Esto eliminará posibles problemas de la línea de wireline o herramientas de coil
tubing que serán corridas en el pozo.
Seguros para la Presión. Se generan considerables problemas al intentar abrir las
válvulas con presiones encerradas entre las puertas y los asientos. Esto puede
ocurrir durante la prueba de presión. Esta presión debe ser aliviada ya sea:
Punce la válvula a través del puerto llenador del cuerpo utilizando una
herramienta especialmente suministrada.
NOTA: ESTO SE DEBE HACER CON EXTREMA PRECAUCIÓN.
Despresurice la presión a través de un puerto en el bonete de la válvula
(si está disponible).
Iguale presiones en ambos lados aplicando igual presión del lado alto y
el lado bajo. Esto permite a la válvula abrir libremente y derramar la
presión de forma segura a la bomba.
Una vez la prueba de presión haya finalizado, el cabezal debe dejarse en la
condición anterior a la apertura de las herramientas de fondo.
Válvula swab cerrada
Válvula Kill cerrada (a menos que se ordene otra cosa)
Válvula de línea de flujo abierta
Válvula(s) maestra abierta
Junta Rígida. Una junta rígida es una junta pesada y reforzada de tubería que es
colocada en la sección superior de la sarta de prueba, (figura 1.3). Esta junta
reemplaza las secciones delgadas de pared de tubería las cuales corren a través de
la mesa rotaria y debajo del cabezal de prueba de superficie. Estas juntas
suministran soporte extra, seguridad y estabilidad a la cabeza de control si se retiran
los elevadores.
19
FIG. 1.3: JUNTA RÍGIDA.
FIG. 1.4: VÁLVULA CHEQUE.
Válvula Cheque. En el lado del Cabezal de Prueba de Superficie se instala una
válvula de cheque, (figura 1.4). La válvula está diseñada para prevenir efluentes del
pozo que se devuelvan a través de la línea de matar a las bombas de matar (“kill”).
La utilización de la válvula de cheque permite que la válvula de kill se pueda dejar
abierta para que la bomba kill quede en línea todo el tiempo. Esta acción mejora la
operación de matar de emergencia ya que no se requiere que el personal suba al
STT con un cinturón de seguridad para manejar las válvulas antes de iniciar las
operaciones.
La válvula de cheque está diseñada con un gancho de seguridad que será utilizado
durante las operaciones de prueba de presión.
Cuando el gancho este atornillado, este ayudará a que la aleta de la válvula de
cheque cierre el asiento, permitiendo que el líquido de prueba fluya de vuelta a
través de la válvula de cheque. Esto permite que la presión sea desalojada a la
bomba killl del manifold mejor que en el choke manifold inmediatamente antes que
se inicie la prueba.
Válvula Maestra Inferior. La válvula maestra inferior es un elemento opcional que
puede correrse bajo la swivel. Esta válvula suministra seguridad adicional porque se
puede cerrar manualmente o a control remoto ya que se puede presentar fuga en el
ensamble de la swivel o el STT. La válvula maestra inferior también se puede utilizar
cuando se hace prueba de presión sobre el montaje de la mesa rotaria; esto
previene que el fluido de prueba y presión ingresen la sarta de prueba.
20
1.2 VÁLVULA DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE
Debido a que las consecuencias de flujo no controlado son severas, especialmente
costa afuera, los sistemas de seguridad de pozo son muy importantes que algunas
veces son regulados por la ley. Los Sistemas de Seguridad deben ser a toda prueba
“fail-safe”. Si falla la energía o cualquier otro componente puede causar que el
sistema cierre el pozo en uno o más puntos.
Los sistemas de seguridad sensibilizan las condiciones y cierran el pozo o los pozos
cuando las condiciones se desvían de los límites preestablecidos. El cierre del pozo
previene de daños futuros debido a:
Flujo no controlado por ruptura del tanque de presión.
Combustión de cualquier fuego que se haya iniciado o se pueda iniciar
Rebosamiento de los tanques con fluido y/o presión.
Muchas válvulas de seguridad en superficie son válvulas de puerta de acción
reversa con actuadores de tipo pistón. La presión de control aplicada al pistón
empuja la puerta a la posición inferior/abierta. La presión del cuerpo de la válvula
contra el área del vástago inferior mueve la puerta a la posición arriba/cerrada.
Usualmente se utiliza un resorte para cerrar la válvula si no hay presión en el cuerpo
de la válvula. La presión en el cuerpo de la válvula y la proporción del área
pistón/vástago determinan la presión de control requerida.
Entre mayor sea el área menor presión de control se necesita para mantener la
válvula abierta.
Normalmente se ubica una válvula actuador hidráulica en el flow wing del Cabezal
de Prueba de Superficie. Sin embargo, se puede ubicar una válvula hidráulica o
neumática actuador en la línea de flujo cerca de la cabeza de pozo, contra corriente
del choke manifold.
Las válvulas se seguridad en superficie, (figura 1.5), usualmente tienen un vástago
actuador que empuja hacia fuera desde un eje roscado en la cabeza del cilindro del
actuador por varias razones.
La posición del vástago da un indicativo de posición visual.
Un gato (jack) operado manualmente se puede adicionar para abrir la
válvula cerrada.
Un tapón de cierre o de fusible puede mantener la válvula abierta
durante las operaciones de wireline o cuando se cae el sistema de
control.
21
FIG. 1.5: VÁLVULA DE SEGURIDAD EN SUPERFICIE.
La energía requerida por muchos pilotos y válvulas de seguridad es neumática o
hidráulica. Muchos sistemas de seguridad de producción son energizados
reumáticamente porque el aire comprimido o el gas están disponibles fácilmente.
Se debe poner especial cuidado para evitar la utilización de la fuente de aire del
taladro ya que esta es muchas veces intermitente. Se consume energía solamente
cuando se abre una válvula; muchas veces el sistema es estático.
Sin embargo, cualquier corte accidental de suministro de aire cerrará el pozo.
Muchos actuadores son hidráulicos debido al tamaño y eficiencia. Estos sistemas
necesitan suministro de energía independiente.
22
FIG. 1.6: ESQUEMA DE UNA VÁLVULA DE CONTROL.
La válvula de control (figura 1.6), es operada por relevos hidráulicos/neumáticos o
neumático-neumáticos. Estos relevos permiten el uso sensores ya sea de desalojo
(dos vías) o sensores bloqueo y desalojo (tres vías).
Los relevos se reinician manualmente para colocar el sistema de nuevo en servicio
después de un cierre. Esta característica de seguridad permite que el personal este
presente para determinar la causa de cierre haya sido corregida y que la reapertura
no va a representar peligro.
Las condiciones que posiblemente se monitorearan incluyen:
Presión – alta o baja
Niveles – alto o bajo
Fuego
Mezcla de gases tóxicos o inflamables
Controles manuales en las salidas o locaciones críticas.
Además, el sistema puede ser adaptado para operaciones en tierra o mar adentro
incorporando dispositivos de seguridad de subsuelo.
1.2. A. Prueba de Presión
Antes de iniciar el programa de prueba se debe realizar prueba de presión al
ensamble de la válvula actuador para asegurar la integridad del cuerpo de la
válvula, la válvula y las conexiones.
El procedimiento para la prueba de una válvula actuador hidráulica en una línea de
flujo es como sigue. Esta prueba normalmente será realizada junto con las pruebas
en el choke manifold.
Antes de todas las pruebas de presión:
Instale barreras de advertencia alrededor del área de prueba.
Anuncie por sistema de altavoces que se va a iniciar la prueba de presión.
Asegúrese que no haya personal no requerido y despeje el área de prueba.
23
Abra la válvula actuador hidráulica. Presión de la línea de control,
aproximadamente 1,500psi. (se abren las válvulas de choke manifold).
Comience a bombear lentamente a las líneas de chorro. (flush lines)
Detenga el bombeo.
Cierre la válvula actuador. Presión de la línea de control a cero.
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba. Inspeccione
visualmente todas las conexiones buscando señales de fuga.
NOTA: REPORTE FUGAS INMEDIATAMENTE. NO INTENTE
REMEDIALES MIENTRAS ESTÉ APLICANDO PRESIÓN.
REALIZAR
ACCIONES
Una vez en la presión de prueba aísle la bomba, si es posible y
monitoree el período de prueba.
Despresurice la presión a través del orificio de la bomba a cero.
Abra la válvula actuador hidráulica. Presión de línea de control
aproximadamente 1,500 psi.
1.2. B. Procedimientos Operacionales.
La válvula actuador de línea de flujo normalmente está en la posición abierta durante
la prueba al pozo. Será necesaria una presión de aproximadamente 1,500 psi en la
línea de control entre el actuador hidráulico y el panel de control de apagado de
emergencia (ESD- Emergency Shut Down).
Algunos actuadores pueden requerir aún más control de presión para mantener
apertura a presiones de flujo alto (Nota: Siempre referirse a las especificaciones del
actuador). Por lo tanto, se debe tener cuidado en la corrida de esta línea de control.
La válvula actuador es el elemento primario en el Sistema ESD. Se debe realizar
una inspección al ensamble entre los períodos de prueba. Cualquier mantenimiento
y reparación se debe llevar a cabo utilizando procedimientos de mantenimiento
recomendados.
1.3 Sistema de Tubería
Toda la tubería de flujo de prueba del pozo, ensambles, cabezales de datos tienen
un impacto directo en la seguridad del personal. Por lo tanto, la tubería debe estar
sujeta a ciertas pruebas y procedimientos de inspecciones antes de ser colocado en
servicio.
Todo el sistema de tubería de prueba debe cumplir con las normas ANSI B31.3 y
API-6A. Debe cumplir con NACE MR-01-75 si es necesario, y si es requerido, con
Det Norske Veritas (DNB) o The American Bureau of Shipping (ABS).
Asegúrese por completo del tamaño correcto y que la clasificación de la tubería de
presión esté disponible para el montaje en superficie.
24
El Sistema de tubería está compuesto por tramos rectos, codos, swivels, mangueras
y crossovers. Se pueden necesitar ensambles adicionales para reducir el corte de
flujo y la erosión en el sistema de flujo: target elbows, Tes en bloque y lead targets.
Engrase los swivels, revise uniones y sellos. El tubo debe ser probado a presión a la
presión de trabajo antes de enviarlo al trabajo.
Especificaciones de la Pintura. Cada ensamble incluirá bandas de identificación
(figura 1.7), pintadas para identificar la clasificación de la presión y el servicio. Un
ensamble debe tener una banda de 1-2 pulgadas en color apropiado para la presión
de trabajo de esa pieza en particular. El servicio H2S se identifica con una banda
verde de 1-2 pulgadas de ancho con bandas de 1-2 pulgadas con la clasificación de
la presión bordeando el lado.
El código de color actualmente utilizado para la clasificación de presiones es:
2000 psi
3000 psi
5000 psi
6000 psi
10,000
15,000
Azul
Negro
Gris
Rojo
Amarillo
Naranja
NOTA: EL ANCHO DE LA BANDA PUEDE VARIAR DE ACUERDO CON AL TAMAÑO Y LA
CONFIGURACIÓN DEL ENSAMBLE. LAS BANDAS PUEDEN ESTAR PINTADAS O CON CINTA.
FIG. 1.7: UBICACIÓN DE BANDAS DE IDENTIFICACIÓN.
Bridas. Las bridas normalmente se utilizan para conectar secciones de tubería,
válvulas, tanques y otros accesorios formando un sello ya sea con un anillo o caucho
tipo empaque. Estas son ensambladas con pernos de presión, los cuales cuando se
aplica la fuerza las dos caras de la brida forman un sello de presión en el empaque.
Las bridas en la industria petrolera se clasifican de acuerdo con su construcción,
clasificación de presión, y diámetro.
Las dos clasificaciones de bridas son:
25
API
ANSI
American Petroleum Institute
American National Standards Institute
Bridas API. El número de serie API corresponde a la máxima presión de trabajo
(psi) a una temperatura de 100oF. La máxima presión de trabajo se ve afectada por
la temperatura y se reducirá aproximadamente 1.8% por cada 50oF de aumento por
encima de 100oF. La siguiente tabla da una presión de trabajo máxima como una
función de la temperatura.
CLASIFICACIONES PRESIÓN – TEMPERATURA - BRIDAS API
TEMPERATURA
o
F
API 2000
API 3000
API 5000
API 10,000
API 15,000
100
150
200
250
300
350
400
450
2000
1964
1928
1892
1856
1820
1784
1748
3000
2946
2892
2838
2784
2730
2676
2622
5000
4910
4820
4730
4640
4550
4460
4370
10,000
9820
9640
9460
9280
9100
8920
8740
15,000
14730
14460
14190
13920
13650
13380
13110
La empaquetadura (gasket) requerida para una brida API se identifica con una R,
RX, o BX y un número estampado en el borde de la brida. Por ejemplo, un anillo BX
153 se necesita para una brida API 2-9/16” a 10,000 psi.
La presión hidrostática es igual a dos veces la máxima presión de trabajo permitida
(MPTP) para bridas de diámetro menor o igual a 14 pulgadas. La prueba de presión
es igual a 1.5 veces la MPTP para bridas de diámetro mayor o igual a 16 pulgadas.
Bridas ANSI. Los dos diseños de bridas ANSI son raised face (RF) y ring-joint
(RTJ). Las bridas raised face sellan en empaques de asbestos en espiral con
bobinados 304 SS. No existe diferencia de clasificación de presiones entre los dos
diseños. Sin embargo, la brida ring-joint es bastante más usada offshore. Con
excepción de la clase ANSI 150, la presión de trabajo de la brida puede ser
aproximada multiplicando el número de clase por 2.4. El valor alcanzado es
ligeramente menor que el MPTP para la brida a temperaturas de trabajo normal (-20
a 100oF).
Ejemplo:
ANSI 600 x 2.4 = 1440 psi presión de trabajo
Presión de trabajo verdadera de la tabla siguiente = 1480 psi
26
CLASIFICACIONES PRESIÓN - TEMPERATURA - BRIDAS ANSI
TEMPERATURA
o
F
150
300
400
600
900
-20 to 100
200
300
400
500
600
650
700
285
260
230
200
170
140
125
110
740
675
655
635
600
550
535
535
990
900
875
845
800
730
715
710
1480
1350
1315
1270
1200
1095
1075
1065
2220
2025
1970
1900
1795
1640
1610
1600
1.4 Cabezal de Datos.
El Cabezal de Datos es un ensamble normalmente montado en el paso del fluido
aguas arriba de la superficie del choke manifold. El Cabezal está diseñado con
cuatro a otros accesorios laterales dando acceso para medir ciertos parámetros del
flujo del pozo.
Los puntos de acceso se pueden usar para presión, temperatura, monitoreo de
arena, muestreo, inyección de químicos, etc. Si se van a usar los transductores o
registradores se debe tener cuidado de no producir choque o sacudida cuando se
instalan las uniones etc.
El Cabezal de Datos, (figura 1.8), generalmente se coloca directamente aguas arriba
del choke manifold. También es de beneficio tener un cabezal de datos corriente
abajo del choke manifold para juntar presión y temperatura.
FIG. 1.8: CABEZAL DE DATOS.
27
Inspección. Al recibir el equipo en la locación se debe hacer una inspección
general al Cabezal de Datos. Esta inspección debe incluir:
La
conexión WECO hembra de entrada (Grapa Hub, conexión para
equipo 15K. Revise que las roscas estén limpias y sin daño.
Inspeccione el anillo de sello (Ring) y reemplácelo de ser necesario.
La conexión WECO macho de salida (Grapa Hub, conexión para equipo
15K. Revise la condición de la superficie de sello por posible daño.
Revise la condición de las roscas de la tuerca de mariposa.
Retire los tapones NPT de ½” (accesorios HP para equipo de 15K).
Revise la condición de las conexiones roscadas. Reemplace los
sellos.
Rig-Up. El procedimiento general para un cabezal de datos de cuatro puertos es
instalar válvulas de aguja en tres de las cuatro conexiones roscadas NPT ½” con un
thermowell en la cuarta. Utilice cinta para roscas (Teflón) apropiada, SWAK, Loctite
o líquido sellante de roscas (dependiendo de los requerimientos del cliente) en todas
las conexiones NPT.
1.5 Choke Manifold
El choke manifold (figura 1.9), es el medio primario de control del flujo del pozo y
debe ser monitoreado y operado por personal competente. Los ensambles
normalmente contienen dos choques:
1) Un choke ajustable, usado generalmente en las operaciones de
limpieza del pozo.
2) Un choke positivo, el cual permite un control más preciso para
tamaños de choke pre-determinados.
Los Manifolds ofrecen la opción de direccionar el flujo a través, ya sea del choke
mientras se aísla de otro choke, para cambios, mantenimiento o reparación. Cinco
configuraciones de válvula permiten también una ruta del flujo no restringido a
través del manifold con una derivación del control de choke.
28
FIG. 1.9: CHOKE MANIFOLD.
NOTA: PARA DETERMINAR Y OBSERVAR EL TAMAÑO APROPIADO DE CHOKE CUANDO
HAY FLUJO A TRAVÉS DE BI-CHOKES PARALELOS UTILICE LA SIGUIENTE FÓRMULA :
D3 = (D12 + D22)0. 5
29
ESPECIFICACIONES MANIFOLD CHOKE
Inspección. Al recibo del equipo en locación se debe realizar una inspección
general al ensamble del manifolds. Esta inspección debe incluir:
El choke manifold debe ser clasificado a la máxima presión de cierre
esperada. Debe ser clasificada “Servicio Sour” si se espera H2S.
Las conexiones Weco entrante/saliente (conexiones de abrazadera de
eje para equipo 15K). Revise que las roscas estén libres de polvo y
no haya señales de daño. Revise los sellos y reemplácelos de ser
necesario. Asegúrese de cambiar el protector de rosca después de la
inspección.
30
Siempre antes de la operación cuente y observe el número de vueltas
para abrir y cerrar completamente cada válvula. Las válvulas deben
abrir y cerrar libremente (18 vueltas para abrir completamente para el
tipo de válvulas Cameron/Foley, 13 vueltas para válvulas tipo
McEvoy). También inspecciones las condiciones del Adaptador de
vástago, Tapón de Rodamientos y Casquete.
Revise visualmente el cuerpo principal por posibles daños estructurales
que fácilmente afectarán la integridad del ensamble.
Afloje la tapa del lado positivo del estrangulador fijo del choque manifold
Verifique el diámetro del estrangulador colocado. Asegúrese que
todas las roscas estén en buenas condiciones y que el ensamble
interno se encuentra libre de polvo y otros depósitos. Revise el sello
de la tuerca de mariposa. Reemplace y vuelva a colocar la tuerca de
mariposa.
Afloje la tapa del lado del estrangulador variable del choke manifold.
Asegúrese que el ensamblaje interno esté libre de polvo y otros
depósitos. Revise el sello de la tuerca mariposa. Reemplace y vuelva
a colocar la tuerca de mariposa.
La reparación de válvulas y mantenimiento emprendidos en este punto del proceso
deben seguir procedimientos recomendados de mantenimiento. Se puede requerir
realizar una prueba de presión al ensamblaje antes de ubicarlo en su posición para
la prueba en el pozo.
Ensamble (Rig-Up). La instalación del choke ajustable, choke positivo, puntos
muestra y medidores de presión se deben realizar una vez el manifold haya sido
localizado en sus posición de prueba en el pozo.
Choke Ajustable – Instalado según los procedimientos recomendados
por los fabricantes.
Choke Positivo – si la información del comportamiento del pozo se
encuentra disponible puede ser posible en este punto instalar un
choke positivo.
Si es así este debe instalarse según los
procedimientos recomendados por el fabricante. Si no, instalar un
protector de roscas (grande del tamaño del estrangulador).
Puntos de Muestreo – Las conexiones roscadas NPT de ½” (accesorios
HP para equipo 15K) se ubican en el ensamble manifold. Una
directamente atrás de cada uno de los chokes y uno en la unión antes
de la salida. Se deben instalar válvulas de aguja en cada una de estas
conexiones. Mangueras de muestreo/desangre se pueden instalar
atrás de cada uno de los chokes.
Medidor de Presión: La presión adelante del choke es monitoreada de
principio a fin en el programa de pruebas. El medidor puede ser
instalado en la válvula de aguja en el empalme (unión) de la salida.
31
32
Prueba de Presión. Antes de iniciar el programa de prueba comenzando por el
choke manifold, se debe probar la presión para asegurar la integridad del cuerpo del
choke, las válvulas de choke y las conexiones Weco. Las pruebas deben ser
monitoreadas mediante el cabezal de datos en un Registrador de Presión Barton y
un manómetro de presión adecuado (e.g. 5,000 psi utiliza un manómetro de 10,000
psi). El procedimiento recomendado para la configuración de cuatro vúlvulas (sin bypass) es como sigue:
Antes de todas las pruebas de presión:
Levante barreras de aviso alrededor del área de prueba.
Anuncie en el sistema de altavoces que la prueba de presión va a
comenzar.
Asegúrese que no haya personal no requerido y despeje el área de
prueba.
Asegúrese que todas las válvulas de aguja con excepción del registrador
Barton y el manómetro de presión estén cerradas.
Abra todas las 4 válvulas del manifold
Back-out el choke ajustable.
Comience lentamente a bombear a las líneas de flujo rápido y el choke
manifold.
Pare el bombeo
Cierre las dos válvulas posteriores del manifold.
Comience el bombeo lentamente hasta la presión de prueba.
Inspeccione visualmente todas las conexiones por señales de fugas.
NOTA: REPORTE LAS FUGAS INMEDIATAMENTE. NO INTENTE REALIZAR ACCIONES
CORRECTIVAS MIENTRAS SE ESTÁ APLICANDO PRESIÓN.
Una vez a la presión de prueba, aísle la bomba, si es posible y
monitoree este tiempo de la prueba.
Desangre la presión a través del agujero de presión a cero.
Cierre las dos válvulas frontales del manifold.
Abra las dos válvulas posteriores del manifold.
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba. Inspeccione
visualmente todas las conexiones buscando posibles fugas.
Una vez a la presión de prueba, aísle la bomba si es posible y realice
monitoreo al período de la prueba.
Desangre la presión a través del agujero de presión a cero.
Abra las dos válvulas frontales del manifold.
Rig up pump to outlet needle valve.
Cierre las dos válvulas posteriores.
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba. Inspeccione
visualmente todas las conexiones buscando posibles fugas.
Una vez a la presión de prueba aísle la bomba, si es posible, y realice
monitoreo al período de la prueba.
33
Desangre la presión a través del agujero de presión a cero.
FIG. 1.10: DIFERENTES ARREGLOS DE CHOKE MANIFOLD.
El procedimiento para la configuración by-pass de 5 válvulas y se describe a
continuación:
1. Igual al procedimiento anterior.
2. Abra todas las 5 válvulas del manifold.
3 - 5. Igual al procedimiento anterior.
6. Cierre ambas válvulas posteriores y la válvula by-pass del manifold.
7 - 20. Igual que el procedimiento anterior.
15. Abra ambas válvulas frontales y la válvula by-pass del manifold.
LAS REPARACIONES Y EL MANTENIMIENTO INICIADO EN ESTE PUNTO DEL PROCESO DEBE
SEGUIR PROCEDIMIENTOS DE MANTENIMIENTO RECOMENDADOS.
Reglas Generales
La manipulación de los chokes se debe hacer en conjunto con el representante de la
compañía. Es esencial que exista una comunicación y perfecto entendimiento entre
nosotros y nuestro cliente.
Nunca debe haber flujo a través del manifold sin ya sea el asiento del choke
ajustable o el choke bean fijo en su sitio para proteger las roscas del cuerpo.
Nunca use las válvulas como chokes ya que esto dañara las puertas y asientos.
34
ADVERTENCIA: Antes de iniciar la operación del choke manifold y mientras esta en
mantenimiento o en prueba, toda la instalación se debe colocar a tierra utilizando un
cable que permita que la electricidad estática se acomode y evitar que se produzcan
chispas. El cable debe tener una resistencia máxima de 1 ohm por cada 3 pies.
Debe estar conectado a un lugar sin pintura ya sea en el tanque o en el taladro. En
el caso de prueba en tierra, la tierra debe ser un electrodo a tierra en cobre por lo
menos de tres pies de longitud, clavado en la tierra y mojado regularmente para
mantener la tierra húmeda y suministrar un buen contacto.
Chokes. Los Chokes son válvulas de garganta cuyo diseño permite un control
progresivo, manual motriz o fijo de la corriente del pozo abriendo, cerrando o
seleccionando un orificio. Son capaces de resistir la erosión debido a las
velocidades de la corriente tan altas que ocurren e inmediatamente enviar la
corriente abajo desde el orificio. Para entender la habilidad del choke para controlar
el flujo, se deben revisar dos condiciones de flujos diferentes y esenciales. Estas
son llamadas condiciones de flujo críticas y no críticas.
La condición de flujo crítica ocurre cuando la presión adelante del choke es la mitad
o menos de la presión aguas arriba desde el choke. En este caso, la rata de flujo a
través del choke depende solamente de las variaciones de la presión aguas arriba
en los ajustes del choke. Los cambios en la presión del separador con la
clasificación de flujo crítico no afecta la rata de flujo a través del choke. En la
clasificación de la condición de flujo crítico, se pueden estimar las ratas de flujo a
partir de las tablas del coeficiente del choke.
NOTA: UN CONTENIDO DE LÍQUIDO GRANDE Y DESCONOCIDO INVALIDARÁ LAS GASTO DE
FLUJO ESTIMADAS POR ESTE MÉTODO.
El flujo no crítico ocurre cuando la presión adelante es mas de la mitad de la presión
aguas arriba. En este caso, cambiando la presión del separado aguas abajo desde
el choke afectará la gasto de flujo a través del choke. En la condición de flujo nocrítico, no se puede estimar la gasto de flujo a partir de las tablas del coeficiente del
choke.
WHPpsia x Chokecoeficiente
= Gas RataMcf/d
35
TAMAÑO CHOKE
2/64
3/64
4/64
5/64
6/64
7/64
8/64
9/64
10/64
11/64
12/64
13/64
14/64
15/64
16/64
17/64
18/64
19/64
20/64
21/64
22/64
23/64
24/64
25/64
26/64
27/64
28/64
29/64
30/64
31/64
32/64
36/64
40/64
44/64
48/64
COEFICIENTE CHOKE
Mcf/Day
0.018
0.051
0.091
0.145
0.205
0.287
0.347
0.444
0.553
0.674
0.802
0.956
1.116
1.288
1.473
1.667
1.885
2.110
2.424
2.601
2.866
3.144
3.401
3.740
4.063
4.394
4.729
5.101
5.474
5.862
6.251
8.010
9.986
12.176
14.499
36
2.0 EQUIPO DE CONTROL DE PROCESO
2.1 Calentador de Pozo en Línea
Con frecuencia es necesario calentar los fluidos producidos del pozo por encima de
la temperatura del flujo en el cabezal de pozo para:
Prevenir la hidratación en los Separadores.
Compensar pérdida de calor a través de un dispositivo regulador de
control (choke) el cual consume una gran cantidad de calor de la
corriente de los fluidos pozo debido a la libre expansión.
Ayudar en la separación de emulsiones de agua en aceite o aceite en
agua.
Ayudar en la separación de crudo con espuma.
Bajar la viscosidad del aceite para ayudar a un mejor flujo y atomización
en los quemadores.
Prevenir formación de ceras en aceites con contenido de cera en
solución, los cuales podrían producir fallas en el separador.
Los Calentadores en ocasiones son utilizados para enfriar el fluido del pozo. Para
alcanzar este enfriamiento, se bombea agua en el cuerpo para sacar calor del
efluente del pozo. Se colocan placas deflectoras, alternadamente, arriba y abajo
para asegurar que el agua realice una ruta tortuosa al flujo para eliminar puntos
calientes.
Hay dos diseños básicos de calentadores de pozo en línea para uso general con
equipo de prueba en producción. Uno es el calentador indirecto, el otro es el
intercambiador de calor de vapor. Ambos diseños usualmente incorporan un choke
o chokes localizados aproximadamente a dos tercios dentro de los serpentines de
calentamiento (coils).
Los tres tipos de calentadores indirectos disponibles son:
A Gas
A Diesel
Eléctrico
Los calentadores indirectos a gas o diesel (figura 2.1), constan de un tanque grande,
a baja presión, el cual contiene un volumen grande de agua o mezcla de glicol
calentado con una boquilla quemadora dentro de un tubo quemador. El fluido del
pozo pasa a través de tubos de flujo de alta presión o “serpentines” los cuales son
instalados en el tanque y sumergidos en el agua. Los Serpentines realizan
numerosas pasadas para suministrar la mayor cantidad de área de superficie posible
pata transferir calor.
37
38
Debido a la longitud de los serpentines y al número de dobleces, el calentador puede
presentar considerable pérdida de presión. A bajas ratas de velocidad esto puede
no ser un problema, pero a altas ratas se puede presentar un problema de
consideración.
Por esta razón se debe realizar modificaciones a algunos
calentadores que incluyen Diámetros Internos de serpentines más grandes y
eliminación de chokes. Mientras esto ha reducido la considerable pérdida de
presión, hay un compromiso en que el área de superficie efectiva para transferencia
de calor al fluido se ha reducido.
Desafortunadamente, todo el calor colocado a cualquier tanque calentador no es
100% intercambiado eficientemente a los fluidos del pozo que van pasando por
estos. Siempre se presenta pérdida de calor.
Cuando se abren los calentadores para inspección se puede ver un pequeño orificio
en el extremo de cada uno de las vueltas a 180º de los serpentines. La erosión será
la peor en la cima del dobles. Si la erosión sucede, el orificio llamado “tell tale” (El
Sapo) debe permitir una liberación de flujo al cuerpo del tanque a una rata de
velocidad controlada suministrando tiempo suficiente para la acción correctiva.
FIG. 2.1: CALENTADOR A FUEGO INDIRECTO.
Los quemadores a gas pueden usar:
1) gas natural obtenido de un separador en un punto posterior al medidor
de orificio del gas o,
2) gas de una fuente externa tal como un tanque de propano.
El separador por tubería o de gas externo usualmente pasa una vez a través del
baño de calor para prevenir posible formación de hidratos y luego se regula a 15 psi
para quemar. El quemador tiene un sistema de mezcla gas-aire en la que el aire es
controlado por un obturador ajustable.
Un termostato controla la temperatura del baño de calor. Hay un piloto encendido
con gas a 3-5 psi que quema constantemente para encender el quemador principal
39
cuando sea necesario.
PRECAUCION: SE DEBE TENER EXTREMO CUIDADO DURANTE LOS INTENTOS DE
ENCENDER EL QUEMADOR. SOLAMENTE SE RECOMIENDA ENCENDIDO REMOTO. PERMITA
PURGAR EL SISTEMA CON AIRE FRESCO ANTES DE INTENTAR ENCENDER UN TUBO
QUEMADOR SATURADO DE GAS.
En cualquier pozo con H2S se requiere un suministro externo de gas. Tenga en
cuenta que el supresor de chispas en la chimenea puede sufrir bloqueo por hollín
debido a la quema ineficiente de los gases ricos en líquido tales como los
embotellados LPG. Una deficiente corriente de aire, es posible a menos que se
mantenga una quema limpia o se hagan modificaciones al supresor de chispas.
Un fenómeno que requiere ser considerado es el efecto Joule-Thompson. Cuando
el gas natural se expande desde una alta presión a una baja presión sin
transferencia de calor hay una caída de temperatura que le acompaña o efecto de
refrigeración el cual es conocido como efecto Joule-Thompson. Se puede tomar
ventaja económica de la caída de presión disponible para disminuir la temperatura
de separación de la mezcla de hidrocarburos, causando más condensación líquida
del gas natural.
Otro fenómeno que debe ser considerado es la formación de hidratos de gas natural.
Los hidratos son compuestos químicos inestables, sólidos de gas natural y agua los
cuales existen en forma como de nieve a temperaturas por encima de 32°F bajo
presión pero se descomponen a la presión atmosférica. Estos parecen ser hidratos
de una mezcla de gases compuestos y no una mezcla de hidratos de gases
individuales. Además estos hidratos se forman a una temperatura para una mezcla
de gas dada mejor que a la temperatura del hidrato para los componentes puros
individuales en la mezcla.
También es un hecho conocido que la presencia del agua líquida generalmente es
considerada necesaria para la formación de hidratos. La turbulencia acelera la
formación de hidratos y frecuentemente se presenta congelamiento en puntos
posteriores a las válvulas, reguladores, chokes, pliegues agudos, etc. Hasta que se
forma el primer cristal de hidrato, no existe núcleo para más formaciones, pero una
vez iniciada, los hidratos se forman rápidamente a partir del agua libre disponible.
Cuando se prueba pozos de gas de alta presión a bajas ratas es especialmente
importante tener el calentador a la temperatura de operación antes que el pozo pase
a través de este. Este juego de condiciones, caída de alta presión en el choke y
posibles bajas temperaturas, conduce a la formación de hidratos con sus problemas
resultantes. Durante el período de limpieza se puede obtener gas del separador
abriendo parcialmente la válvula de entrada con válvulas de salida del separador
cerradas y atrapando un suministro suficiente de gas natural.
NOTA: NO FLUYA EL POZO A TRAVÉS DEL CALENTADOR DURANTE EL PERÍODO DE
LIMPIEZA YA QUE CUALQUIER SÓLIDO QUE INGRESE PODRÍA DAÑAR LOS SERPENTINES Y
40
SER NECESARIAS REPARACIONES COSTOSAS.
Los pozos que fluyen a ratas de flujo altas usualmente aumentan la temperatura del
fluido en el cabezal del pozo debido al calor que viene a la superficie. Debido a las
temperaturas más altas y menos caída de presión en el choke, hay menos
probabilidad de hidratos y el uso del calentador se puede reducir o aun eliminar.
Los calentadores a Diesel utilizan un ensamble de quemador diesel el cual incorpora
una bomba diesel para presión y un ventilador eléctrico que suministra aire forzado
para buena quema. Generalmente, las unidades diesel tienen clasificaciones de
BTU más eficientes que los calentadores a Gas.
Los calentadores eléctricos están compuestos por dos elementos eléctricos que
reemplazan el dispositivo de tubo. El agua/glicol calentado permite transferir calor
a los coils y además al efluente del pozo. Se requiere suministro eléctrico de 110 o
220V para el sistema de control eléctrico. Esta unidad fue diseñada para cumplir
con las rigurosas directrices ambientales.
NOTA: LOS CALENTADORES PUEDEN TENER UN LADO DE PRESIÓN ALTA PREVIO AL
CHOKE Y UN LADO DE PRESIÓN BAJA POSTERIOR AL MISMO. SE DEBE TENER CUIDADO
CUANDO SE REALICEN LAS PRUEBAS, QUE LOS SERPENTINES DE BAJA PRESIÓN NO
ESTÉN SUJETOS A EXCESO DE PRESIÓN. EL CALENTADOR DEBE TENER UN MANIFOLD DE
BYPASS DIRECTO TAL QUE SE PUEDA AISLAR LOS TUBOS DEL FLUIDO DURANTE LAS
OPERACIONES DE LIMPIEZA Y DEPRESURIZACIÓN PARA CAMBIAR/REVISAR EL CHOKE.
Revise la presión de trabajo y la presión de prueba. Si el calentador se enciende en
forma indirecta (utilizando Diesel u otro Separador de gas) revise la operación del
piloto principal y los controles de seguridad de apagado. Asegúrese que el tanque
este lleno con agua fresca (no use agua salada) y que el termóstato opere
correctamente. Revise que los reguladores estén correctamente colocados para
proporcionar presión correcta al piloto y a la quema del gas.
2.1 A. Intercambiador de Calor
Los intercambiadores de calor constan de un revestimiento externo, dentro de la cual
pasa una serie de serpentines. Los serpentines están subdivididos en Alta y Baja
Presión La caída de presión de los Alta a los de Baja Presión generalmente se hace
mediante un choke ajustable. Algunos intercambiadores de calor más viejos pueden
tener chokes gemelos paralelos de cuello larga.
El revestimiento externo está clasificado a aproximadamente 250 psi o más y tiene
válvulas de alivio. Los serpentines de presión alta usualmente son de 5-10,000 psi y
los LP 2000 psi. Cada calentador se debe revisar y determinar su respectiva
clasificación.
El suministro de calor para el tanque se obtiene de una fuente externa – vapor del
taladro o una unidad de caldera subcontratada por PWS. El vapor, una vez
condensado se pasa a través de una trampa de fluido y usualmente bombeado al
41
mar.
FIG. 2.2: INTERCAMBIADOR DE CALOR.
TABLA 2.1: ESPECIFICACIONES DE LOS INTERCAMBIADORES DE CALOR.
42
Advertencia. Antes de operar el intercambiador de calor de vapor, mientras esté en
mantenimiento o en pruebas, es necesario realizar una descarga a tierra de la
instalación completa mediante un cable que permite que la electricidad estática se
disipe y evitar chispas. El cable debe tener un máximo de 1/3 ohm por pie.
Debe estar conectado a un lugar sin pintura ya sea en el tanque o en el taladro. En
el caso de realizar la prueba en tierra, la tierra debe ser un poste de hierro de por lo
menos 3 pies de longitud, enterrado en la tierra y mojado con agua regularmente
para mantener la humedad de la tierra y suministrar buen contacto.
Prueba de Presión. La prueba de presión se debe realizar en conjunto con el rig-up
completo y debe comprender:
Prueba Al Serpentín de baja presión
Prueba al Serpentín de Alta presión
Prueba a la entrada/ bypass manifold
NOTA: UNA VEZ SE TERMINE LA PRUEBA DE PRESIÓN, ES IMPERATIVO PURGAR EL
SISTEMA PARA RETIRAR AGUA ESTANCADA O CUANDO SE APLICA VAPOR, LA VÁLVULA
DE SALIDA SE DEBE ABRIR PARA PREVENIR AGUA ATRAPADA EN LOS SERPENTINES A
PARTIR DE LA EXPANSIÓN.
2.2. B. Calderas
La calidad del agua utilizada en la caldera afectará la vida y el desempeño de la
caldera. El agua que alimenta la caldera debe reunir ciertas especificaciones. Un
ejemplo de las especificaciones de una unidad:
Sólidos disueltos total - 2000 ppm máximo
Alcalinidad Total - 300 ppm
Valor de PH - 9-11
Las calderas pueden ser a gas o crudo. Cuando se arranca una caldera operada
con crudo, se debe tener mucho cuidado de asegurarse que la bomba del
combustible se encuentre preparada de forma adecuada, de otra forma la bomba
podría causar daños severos.
Seguridad General. La caldera debe colocarse en un área segura. Se debe realizar
revisiones a la calidad del agua de suministro y el agua tratada con químicos
registrados como sea necesario. A intervalos regulares abra las válvulas de vapor
de la caldera levantando la palanca de alivio.
Revise el nivel del agua y los controles de apagado de emergencia bajo condiciones
operativas, interrumpiendo el suministro de agua de entrada.
Revise la operación del dispositivo de falla de la llama interrumpiendo su operación y
cubriendo su “ojo”.
Asegúrese que todas las mangueras de vapor estén en buenas condiciones y
colocadas de forma correcta. Asegúrese siempre antes de aplicar vapor al
43
intercambiador de calor que los serpentines de entrada y salida estén abiertos.
2.2 Separadores
Se denomina separador a un tanque de presión utilizado para separar fluidos
producidos en pozos de crudo y gas en componentes líquidos y gas, Un separador
de crudo y gas generalmente incluye los componentes esenciales y características
siguientes:
Un tanque que incluye:
Dispositivo/Sección de separación primaria
Sección secundaria de decante por “gravedad”
Extractor de lloviznas para retirar al gas pequeñas partículas de líquido.
Salida para el gas
Sección de decante del líquido para retirar gas del crudo y/o separar
crudo y agua.
Salida del crudo
Salida del agua
Capacidad volumétrica adecuada de líquidos para manejar oleadas de
líquido.
Diámetro y longitud adecuados del tanque para permitir que la gran
mayoría de líquido se separe del gas sin excedentes.
Un medio para controlar niveles de crudo y agua – controlador de líquido
y válvula control de diafragma.
Un controlador de válvula de contrapresión en la salida del gas para
mantener una presión estable en el tanque.
Dispositivos de alivio de presión.
Los separadores de crudo y gas pueden operar a rangos de presión desde alto vacío
a 5000 psi. Muchos separadores operan en un rango de presión de 20 a 1500 psi.
A los separadores se les puede referir como de baja, intermedia y alta presión. Los
tanques de baja presión usualmente operan a rangos de presión de 10 a 225 psi.
Los separadores de media presión usualmente operan a rangos de presión de 230 a
700 psi. Los tanques de alta presión generalmente operan en rango de presión
desde 750 a 1500 psi.
Los separadores de crudo y gas pueden tener tres configuraciones en general:
horizontal, vertical y esférica. Las diferentes configuraciones están disponibles para
operaciones de dos y tres fases. En las unidades para dos fases, el gas es
separado del líquido, descargando separadamente el gas y el líquido.
En los separadores de tres fases, el fluido de pozo es separado en gas, crudo y
agua siendo los tres descargados separadamente. Algunas unidades pueden tener
dos etapas; y constan de un tanque de alta presión para dos fases y un tanque de
baja presión para tres fases utilizadas conjuntamente.
44
Variaciones de los Separadores y Funciones:
Separador - Convencional, maneja flujos altos de forma instantánea.
Trap –igual que el separador
Tanque Knockout - retira un componente (H2O, liquido, arena)
Cámara Flash - presión baja etapas Segunda o Tercera.
Tanque de Expansión – primera etapa en unidad separador de baja
temperatura
Scrubber - similar al separador, maneja fluido con menos líquido.
Filtro – fregador tipo seco, retira el polvo, costras, óxido.
FIG. 2.3: SEPARADOR HORIZONTAL DE PRUEBA.
Comparativo de Ventajas y Desventajas de los Separadores de Crudo y Gas
Horizontal, Vertical y Esférico, dos y tres fases.
La Tabla siguiente muestra un comparativo de las ventajas y desventajas de los
separadores de crudo y gas, Horizontal, Vertical y Esférico, dos y tres fases. Esta
tabla no pretende ser una guía “absoluta” pero proporciona una comparación relativa
de las varias características de los diferentes tipos de separadores sobre una amplia
clasificación de todos los tipos, tamaños y presiones de trabajo.
45
TABLA 2.2: COMPARATIVO DE LOS SEPARADORES HORIZONTAL, VERTICAL, Y ESFÉRICO
CONSIDERACIONES
HORIZONTAL
*MONOTUBE
VERTICAL
*MONOTUBE
ESFÉRICO
*UN COMPAR
TIMIENTO
1. EFICIENCIA DE LA SEPARACIÓN
1
2
3
2. ESTABILIZACIÓN DE LOS LÍQUIDOS
1
2
3
SEPARADOS
3. ADAPTABILIDAD A CONDICIONES
VARIABLES (TALES COMO “HEADING”
1
2
3
FLOW)
4. FLEXIBILIDAD DE LA OPERACIÓN (TAL
COMO, AJUSTE DEL NIVEL DEL
2
1
3
LÍQUIDO )
5. CAPACIDAD (MISMO DIÁMETRO)
1
2
3
6. COSTO POR CAPACIDAD UNITARIA
1
2
3
7. CAPACIDAD PARA MANEJAR MATERIAL
3
1
2
EXTRAÑO
8. CAPACIDAD PARA MANEJAR CRUDO
1
2
3
ESPUMANTE
9. ADAPTABILIDAD PARA USO PORTÁTIL
1
3
2
10. ESPACIO PARA INSTALACIÓN:
PLANO VERTICAL
1
3
2
PLANTA HORIZONTAL
3
1
2
11. FÁCIL DE INSTALAR
2
3
1
12. FÁCIL PARA INSPECCIÓN Y
1
3
2
MANTENIMIENTO
TABLA DEL PETROLEUM PRODUCTION HANDBOOK, VOL I, THOMAS C. FRICK, EDITOR-INCHIEF, SOCIETY OF PETROLEUM ENGINEERS OF AIME DALLAS, TEXAS.
* CLASIFICACIÓN: (1) MÁS FAVORABLE; (2) INTERMEDIO; (3) MENOS FAVORABLE.
Para todas las operaciones, la comparación favorece el separador horizontal, pero el
desempeño del separador depende de las partes internas, los accesorios asociados,
más el tipo de pozo que se va a probar.
46
2.2. A. DOS FUNCIONES PRINCIPALES DE LOS SEPARADORES DE CRUDO Y
GAS
Remoción del Líquido del Gas
La remoción del líquido del gas se inicia a medida que el fluido pasa a través de la
formación dentro del pozo (wellbore) y progresivamente aumenta a través de la
tubería, las líneas de fluido, y el equipo de manejo de superficie. Bajo ciertas
condiciones el fluido puede ser separado completamente en líquido y gas antes de
llegar al separador de crudo y gas.
En tales casos, el separador solamente puede de realizar un “agrandamiento” que
permite al gas ascender a una salida y al líquido descender a otra. En otras
palabras, el separador de crudo y gas puede realizar solamente la función de
proporcionar el espacio en el cual se alcanza la separación final por diferencia de
densidades del líquido y el gas.
La diferencia de densidades de los hidrocarburos líquidos y gas puede realizar una
separación aceptable en un separador de crudo y gas. Sin embargo, usualmente es
necesario utilizar dispositivos mecánicos conocidos como “mist extractors” o
extractores rompe niebla para retirar las gotitas o niebla líquida del gas antes de que
sea descargado desde el separador.
También es deseable o necesario utilizar algunos medios para retirar gas insoluble
del crudo antes de que este sea descargado desde el separador.
FIG. 2.4: ESQUEMA DEL SEPARADOR DE CRUDO Y GAS.
47
Extractores Rompe Niebla (Mist Extractors)
Los residuos líquidos en forma de niebla efectivamente se pueden remover de la
corriente de gas en un separador de crudo y gas mediante un extractor de niebla
bien diseñado.
Sin embargo, los vapores condensables en el gas no pueden ser retirados por el
extractor de niebla. La condensación de estos vapores debido a la reducción de
temperatura puede ocurrir después de que el gas ha sido descargado del separador.
Esta existencia de líquido condensado en el gas efluente, gas que sale de un
separador de crudo y gas, en muchos casos no necesariamente es el reflejo de la
eficiencia del separador. Ya que los vapores condensables pueden tener las
características del gas natural cuando están a la temperatura y presión del
separador, la condensación a líquido de los vapores entre el líquido y el gas pueden
cumplir separación de gotas de líquido desde una corriente de gas cuando la
velocidad de la corriente es suficientemente lenta y hay suficiente tiempo para
cumplir con la separación.
Limitando la velocidad del gas en un separador se puede obtener una separación
satisfactoria sin un rompe niebla (mist extractor). Sin embargo, los rompe niebla son
generalmente instalados en separadores convencionales de crudo y gas, para
ayudar a la separación y minimizar la cantidad de líquido (niebla) transportada con el
gas.
Los Rompe niebla pueden tener diferentes diseños utilizando uno o más de los
principios de:
1) choque
2) cambio de dirección del flujo
3) cambio de velocidad
4) fuerza centrífuga
5) paquetes coalescentes y
6) filtros.
1. Choque:
Si una corriente de gas fluyendo que contiene neblina líquida choca contra una
superficie, la neblina líquida se puede adherir, y coalescer a la superficie. Después
que este neblina coalesce como gotas más grandes, el líquido tendera a ir a la
sección líquida del tanque. Si el contenido de líquido en el gas es alto o las
partículas de neblina son extremadamente finas, se necesitarán varios y sucesivos
impactos contra superficies para realizar remoción efectiva de estas gotitas de
neblina.
48
2. Cambio en la Dirección del Flujo:
Cuando la dirección del flujo de una corriente de gas que contiene neblina o gotitas
líquidas se cambia abruptamente, la inercia causa que el líquido continúe en la
dirección original del flujo. La separación de la neblina líquida contenida en el gas se
efectuará de esta manera, ya que el gas más fácilmente estará dispuesto a asumir
el cambio de dirección del flujo y continuara fluyendo apartado de las partículas
líquidas. El líquido removido de esta manera puede coalescer en una superficie, o
puede caer directamente en la sección líquida abajo.
FIG. 2.5: CORRIENTES EN UN SEPARADOR DE PRUEBA.
3. Cambio de Velocidad:
La separación de líquido y gas también se efectúa ya sea con un repentino aumento
o reducción en la velocidad. Las dos condiciones utilizan la diferencia en inercia del
gas y el líquido. Con un descenso en la velocidad del gas, la inercia más alta del
líquido lo lleva a alejarse del gas. El líquido puede entonces coalesce bajo alguna
superficie y dirigirse a la sección del líquido en el separador. Con un incremento en
la velocidad del gas, la inercia más alta del líquido produce que el gas se mueva
apartándose del líquido y el líquido puede caer en la sección del líquido en el tanque,
lo cual muestra una versión de un “extractor de niebla” del tipo con aspa utilizado en
separadores de crudo y gas para retirar líquido del gas.
4. Fuerza Centrífuga:
Si una corriente de gas que transporta neblina líquida fluye con un movimiento
circular suficientemente a una velocidad alta, la fuerza centrífuga lanza la niebla
líquida exteriormente contra las paredes del contenedor. Aquí éste coalesce
progresivamente a gotas más grandes y finalmente se dirige a la sección del líquido
abajo. La fuerza centrífuga es uno de los métodos más efectivos para separar la
niebla líquida del gas. La eficiencia de este método aumenta a medida que la
velocidad de la corriente del gas aumenta.
49
Un extractor “rompe niebla” centrífugo es utilizado en separadores verticales de
crudo y gas. Las aspas radiales causan un movimiento circular del gas, y la fuerza
centrífuga resultante lanza partículas líquidas más pesadas contra la pared del
tanque donde estas coalescen a gotas suficientemente más grandes para drenar del
extractor.
Pequeños extractores “rompe niebla” del tipo fuerza centrífuga se han insertado en
tanques de diámetro pequeño (4 a 12 pulgadas), y estos separadores han manejado
volúmenes relativamente grandes de gas.
Este tipo de separador (o depurador) se utiliza en sistemas de depuración de gases,
transmisión y distribución. Sin embargo, un tanque de diámetro pequeño usualmente
no es práctico para utilizar en pozos productores de crudo y gas como separador
primario porque la posibilidad de que el tanque pequeño se pueda llenar con un
“slug” o “carga” de líquido provocará que el líquido fluya fuera de la línea del gas.
Por lo tanto, se debe utilizar un tanque convencional más grande para separar los
fluidos del pozo ya que los tanques miniatura pueden causar problemas de
“sobrecarga” con líquido.
5. Empaques Coalescentes:
Los empaques coalescentes suministran un medio efectivo de separar y retirar
niebla líquida de una corriente de gas. Uno de los usos más apropiados es la
remoción de niebla líquida de un gas en sistemas de transmisión y distribución.
Los empaques coalescentes se pueden hacer de Sillas Berl, empaques de anillos
Raschig, malla de fibras tejidas, y otros materiales parecidos. Los empaques
implican una combinación de impacto, cambio de dirección, cambio de velocidad y
fuerza centrífuga para separar y retirar la niebla del gas. Estos empaques
suministran un área de superficie grande para la recolección y coalescencia de la
niebla líquida.
Es apropiada una palabra de precaución respecto al uso de los empaques
coalescentes en separadores de crudo y gas para uso general en campo. Los
empaques coalescentes se hacen de material frágil el cual se puede dañar durante
el traslado o instalación si son instalados en un taller antes de enviarlo al sitio de
utilización. La malla tejida puede contaminarse o taponarse por depósitos de
parafina u otro material extraño, haciendo de este modo que el separador que utiliza
este material no sirva para la operación después de un tiempo relativamente corto de
servicio.
Aun cuando los empaques coalescentes son muy efectivos para retirar la neblina
líquida del gas, se prefiere usualmente el uso de extractores “rompe niebla” del tipo
aspas para reparadores de crudo y gas porque pueden utilizarse en condiciones
amplias y variadas. Debido a su tendencia a contaminarse, el uso de extractores de
niebla del tipo coalescentes es apropiadamente restringido para depuradores de
gas utilizados en sistemas de recolección, transmisión y distribución.
50
6. Filtros:
Los filtros porosos han probado ser efectivos en la remoción de niebla del gas en
ciertas aplicaciones. En efecto, el material poroso cuela o filtra la niebla líquida del
gas. Además el material poroso puede utilizar los principios de choque o impacto,
cambio de dirección del flujo y cambio de velocidad para llevar a cabo la separación
de la niebla del gas.
La presión que cae a través de los extractores de niebla utilizados debe ser tan baja
como sea posible para mantener la máxima eficiencia en la separación. Hablando en
términos generales, los extractores de niebla tipo filtro tendrán la presión de caída
más alta por unidad de volumen de capacidad y los del tipo coalescente tendrán la
más baja. La presión de caída a través de otro tipo de extractores de niebla tendrán
un rango entre estos dos extremos.
Remoción del Gas del Líquido
Muchos aceites crudos están saturados con gas natural a la presión y temperatura
del reservorio. Las características físicas y químicas del crudo y sus condiciones de
presión y temperatura determinan la cantidad de gas que contendrán en la solución.
La rata a la cual el gas es liberado de un crudo dado es una función del cambio en
presión y temperatura.
El volumen del gas que un separador de crudo y gas removerá del aceite crudo
depende de:
1. características físicas y químicas del crudo,
2. presión de operación,
3. temperatura de operación,
4. rata de velocidad,
5. tamaño y configuración del separador y,
6. otros factores.
Las ratas del fluido y la profundidad del líquido en un separador determinan el
tiempo de “retención” o “asentamiento” del aceite. El tiempo de retención de 1 a 3
minutos generalmente es adecuado para obtener separación satisfactoria del aceite
crudo y el gas a menos que se esté manejando aceite espumoso. Cuando se
separa aceite espumoso, el tiempo de retención se debe aumentar de 5 a 20
minutos, dependiendo de la estabilidad de la estabilidad de la espuma y del diseño
del separador.
La mejora en los sistemas de proceso en campo y los procedimientos de las
producciones tales como medición electrónica, acentúan la necesidad de terminar la
remoción del gas insoluble presente en el aceite. La agitación, deflectores
especiales, empaques coalescentes, y elementos filtrantes ayudan a remover el gas
no soluble que de otra forma pueda estar retenido en el aceite debido a la viscosidad
y tensión superficial del aceite.
51
Con una demanda permanente de gas natural y la confianza extendida en la medida
de los hidrocarburos líquidos y por otras razones es importante retirar todo el gas
insoluble del aceite. La remoción del gas de aceite se puede realizar de varias
formas.
Decantamiento (Settling). El gas que no está en solución se separará del aceite si
al aceite se le permite reposar por un período de tiempo suficiente. Para aumentar
el tiempo de retención para una rata de líquido fijo se requiere un aumento en el
tamaño del tanque o un aumento en la profundidad del líquido en el separador.
El aumento de profundidad del aceite en el separador puede no resultar en un
aumento de la emisión de gas insoluble en el crudo debido al efecto “stacking up”
(apilamiento) del aceite que puede tender a prevenir que el gas insoluble salga del
aceite.
La esclusa mantiene el nivel del aceite y el controlador de interfase mantiene el nivel
del agua. El aceite es desnatado sobre la esclusa y el nivel del aceite corriente
debajo de la esclusa es controlado por un controlador de nivel que opera la válvula
de descargue del crudo.
Una configuración alterna conocida como “bucket & weir” (balde y esclusa) elimina la
necesidad de un controlador de interfase para un líquido. Juntos el aceite y el agua
fluyen sobre esclusas donde el control de nivel se realiza con flotadores de colador.
El aceite rebosa en un balde de aceite donde su nivel es controlado. El agua fluye
bajo el balde de aceite y luego sobre una esclusa de agua para ser controlada. La
altura de las esclusas y los niveles pueden ser críticos para una separación y
medición adecuadas.
Agitación. La agitación es útil para retirar gas insoluble el cual puede estar
asegurado mecánicamente en el aceite debido a la tensión superficial y la viscosidad
del aceite. La agitación puede causar burbujas de gas que pueden coalescer y
separarse del aceite en menos tiempo del que se necesitaría si no se hubiera
empleado la agitación. La agitación se obtiene revolviendo, vibrando, o deflectando.
Desviador de entrada. Un desviador de flujo a la entrada similar al que se muestra
en la Figura XX se instala a la entrada de un separador. Las variaciones incluyen el
uso de una placa plana de metal, desviador centrífugo, placa cóncava, etc. El
elemento desvía el flujo de crudo y lo dispersa en tal forma que el gas puede
fácilmente escapar del aceite. Este tipo de elementos suministra beneficios
adicionales eliminando impactos de los fluídos a alta velocidad contra la pared
opuesta del separador.
Baffling. Como se ilustró, los deflectores se colocan en la ruta de expansión del
aceite entre dos capas delgadas ya que este fluye desde el elemento de entrada a la
sección del aceite en el separador.
52
El aceite es enrollado y enrollado a medida que cae en cascada a los deflectores y la
combinación de expansión y enrollamiento es efectiva para liberar las burbujas de
gas arrastradas. Este tipo de deflector es muy exitoso para manejar aceite
espumoso.
Un tipo especial de deflector en la forma de empaques coalescentes se puede
utilizar para retirar gas insoluble del aceite. Este tipo de elemento causa que el
aceite se expanda en capas delgadas, lo cual permite que las burbujas de gas se
rompan y salgan de la película de aceite que las envuelve.
Calor. El calor reduce la tensión superficial del aceite y de esta manera ayuda a
liberar el gas que mecánicamente está retenido en el aceite. De estos el método
más efectivo de calentamiento de aceite crudo es haciéndolo pasar a través de un
baño de agua salada caliente. El flujo del aceite en pequeñas corrientes de capas
delgadas hacia el interior a través del agua caliente salada permite agitación suave,
lo cual es útil para las burbujas de gas en coalescencia. Un baño de agua salada
caliente es tal vez el método más efectivo para retirar burbujas de espuma del aceite
espumoso.
Químicos. Cualquier químico que reduce la tensión superficial del aceite crudo
ayudará a liberar gas no soluble del aceite. Los químicos que reduce la tensión
superficial del aceite reducirán apreciablemente la tendencia a la espuma del aceite
y por tanto aumentarán la capacidad de un separador cuando se maneja aceite
espumoso. En un caso particular la capacidad de un separador de aceite y gas fue
aumentada de 3,800 a 9,600 B/D cuando un cierto químico se inyectó en
contracorriente del aceite en el separador sin hacer otro cambio en el sistema.
Separación de Dos Etapas. La etapa alta o separación primaria ocurre en un
recipiente receptor donde el efluente de la corriente del pozo total se separa en
líquido y vapor utilizando las altas diferencias de densidad de las dos fases. En
principio el separado podría ser simplemente un tanque de presión suficientemente
grande la cual reduciría la velocidad de la corriente que pasa a través lo suficiente
para terminar la separación. Para reducir las dimensiones y el costo de los
separadores, se utilizan varios sistemas o dispositivos de flujo que ayudan en la
separación. Este se puede considerar que pertenecen a dos tipos básicos:
1) Separadores de Contacto y
2) Separadores Centrífugos.
El separador de contacto generalmente es un recipiente grande. La velocidad de la
corriente del flujo se reduce considerablemente debido al tamaño grande. Los
extractores de niebla líquida se instalan en la cámara del gas. Los extractores de
niebla usualmente son deflectores, Placas Dixon, contactores de malla, etc. La
ventaja de un separador de contacto es que es bueno para manejar “slugs” o
incrementos repentinos del líquido, algo de espuma y aceites crudos pesados. Sus
desventajas son su tamaño relativamente grande, peso y costo con relación a su
capacidad de separación.
53
Los separadores centrífugos utilizan la velocidad de la corriente de entrada para
girar en una cámara cilíndrica que causa que las gotas de líquido más pesado sean
lanzadas contra la pared descargando el gas a través del centro del cilindro. El
aceite de estas unidades usualmente contendrá menos gas insoluble que las
unidades no centrífugas. Su ventaja es principalmente el tamaño relativamente
pequeño con relación a su capacidad de separación. Su desventaja es la
inestabilidad para manejar grandes oleadas (slugs) del líquido debido a su tamaño
pequeño y posiblemente permitirá sobe carga de líquidos.
La fase líquida misma puede separarse en la de aceite de densidad más liviano y la
de agua más pesada, de esta forma se obtiene separación de tres etapas. Para
llevarse a cabo esta separación líquida requiere de un área de contacto
relativamente grande para agua-aceite, haciendo pequeño el diámetro de los
separadores verticales, de alguna forma no apropiada para separación de tres
etapas. La emulsión agua en aceite o aceite en agua no se separarán fácilmente por
gravedad una de la otra. En este caso, el calentamiento del pozo en línea y el uso
de químicos inyectados para el rompimiento de la emulsión en la corriente, puede
ayudar.
Una segunda etapa del proceso retira gas en solución del aceite a alta presión o
condensa el descargado por el separador primario. El separador físicamente es
similar a la unidad primaria y fabricado para rango de presión más baja. En práctica
de producción, dos, tres o más etapas (multi-etapas) de separación se llevan a cabo
bajo condiciones de presión y temperatura controladas en busca de obtener un
volumen máximo y grado más alto bien sea de aceite estabilizado o condensado.
En pruebas, la separación multi-etapas se lleva a cabo primariamente en pruebas de
gas “sour” o amargo para disminuir los peligros de envenenamiento por gas y
minimizar el volumen desfogado desde el almacenamiento o tanques de medida.
En prueba de pozo donde se queman los productos del pozo, la separación multietapas sirve un poco para propósitos útiles, da medidas y muestreo confiables de
hidrocarburos líquidos de alta presión.
Estabilización de Líquidos
Si un separador de crudo y gas se opera bajo vacío o a una temperatura más alta
que la del ambiente, los hidrocarburos líquidos que fluyen serán STRIPPED de más
gas y/o vapores que de otra forma serían removidos. Esto tiende a estabilizar los
líquidos y resulta en perdida de menos gas y vapores condensables desde el tanque
de almacenamiento.
Con el uso de una unidad de estabilización, el rendimiento del tanque de
almacenamiento de líquido se puede incrementar de 10 a 15 por ciento sobre el
obtenible con un separador estándar.
54
Cuando un estabilizador de este tipo es utilizado, un separador instalado
contracorriente del estabilizador retira el gas del líquido y el líquido es descargado al
estabilizador. El líquido descargado desde el estabilizador al tanque está
completamente estabilizado y tiene una presión de vapor de campo de 11 a 13 psi,
la cual es menos que la presión atmosférica. Por lo tanto, no habrá pérdida de gas o
vapor del tanque.
En algunas instalaciones. El costo inicial de un estabilizador puede ser menos que el
costo inicial de los separadores de etapas múltiples de crudo y gas. El uso de una
unidad de estabilización resulta en recuperación de líquido comparable al de una
separación de cuatro a seis etapas.
Cada juego de condiciones se debe estudiar cuidadosamente para determinar si se
debe usar o no el estabilizador. Si se está manejando un líquido altamente volátil, el
uso de estabilizadores puede resultar en aumento del rendimiento monetario.
2.2. B. CAPACIDADES DE LOS SEPARADORES DE CRUDO Y GAS.
La clasificación de la capacidad de crudo y gas de los separadores convencionales
es “nominal”. Estas clasificaciones son determinadas por cálculos y son verificadas
usualmente por pruebas de campo. Los fabricantes de los separadores de crudo y
gas deben suministrar rangos de capacidad que sean conservadores bajo
condiciones operativas promedio. Las capacidades reales de los separadores de
crudo y gas variarán con los siguientes factores:
Diámetro y longitud del tanque separador
Diseño y disposición interna de los separadores.
Número de etapas de separación.
Características físicas y químicas de los fluidos del pozo (gravedad,
viscosidad, equilibrio de fase, etc.)
Presión y temperatura de operación del separador.
Nivel de líquido mantenida en el separador
Patrón de flujo del fluido del pozo, si es constante o alterado.
Contenido de material extraño en el fluido del pozo.
Tendencia del aceite a formar espuma
Condiciones físicas del separador y sus componentes.
Los cálculos de las capacidades del gas para los separadores de aceite y gas están
basados en la Ley de Stokes. Estos cálculos asumen que la separación líquido-gas
se realiza por la diferencia de densidades del líquido y el gas y por velocidades
adecuadas del gas con el separador.
Las velocidades relativas del gas en los separadores fueron seleccionadas las que
obtendrían separación de todas las partículas de niebla líquida de 100 micras de
diámetro o más. Se asumió que los extractores “rompe niebla” utilizados en los
separadores efectuarán separación de las partículas de niebla hasta
aproximadamente 30 micras de diámetro.
55
Las capacidades de los equipos “lavadores de gas” (“scrubbers” rascadores de gas)
pueden ser determinadas a partir de las mismas curvas utilizadas para los
separadores de aceite y gas. Si se utiliza la malla de alambre tejido como extractor
de niebla en el lavador de gas, la capacidad de gas del lavador (scrubber) será cerca
del 90 por ciento de la capacidad dada en las curvas para el tamaño correspondiente
y el tipo separador de aceite y gas. Esta reducción en capacidad es causada por
posible carga final de líquido en la malla de alambre.
Capacidades de los Separadores Horizontales. La capacidad de gas de un
separador horizontal es proporcional al área de la sección transversal del tanque
disponible para el flujo de gas. Esto permite que el diámetro de un separador
horizontal y la profundidad del líquido determinen su capacidad de gas para un juego
de condiciones dadas. Cambiando la longitud de la coraza del convencional 10 pies
no cambia en gran forma la capacidad del gas excepto bajo ciertas circunstancias
tales como el manejo del aceite espumante. La capacidad del líquido de un
separador horizontal depende del asentamiento volumétrico del líquido y la
capacidad de acumulación (asentamiento) de la sección del tanque. Esta capacidad
volumétrica es determinada por el diámetro de la coraza, la longitud de la coraza y la
profundidad del líquido.
Capacidades de los Separadores Verticales. La capacidad del gas de un
separador vertical es directamente proporcional al área transversal del separador. La
longitud de la corza es un factor menor e indeterminado, por ejemplo, un 50 por
ciento de aumento en la longitud de la coraza puede aumentar la capacidad del gas
solamente en aproximadamente 5 por ciento, mientras que una disminución similar
en longitud puede dar como resultado una disminución aproximada de 3 por ciento
en la capacidad del gas.
Los cambios en la capacidad del gas debidos a cambio en la longitud de la corza
dependen de las características del fluido del pozo, presión de operación, diseño del
tanque, y otros factores pertinentes y usualmente se deben determinar mediante
pruebas de campo bajo condiciones operativas reales.
La capacidad del líquido de un separador vertical se ve influenciada primeramente
por el volumen de un aceite en la sección de acumulación (asentamiento) del
tanque. Una práctica normal es utilizar una profundidad de líquido arriba de la
conexión de la salida del aceite a partir de uno a tres diámetros del tanque. La
profundidad óptima del líquido depende del diseño del separador, la rata de
rendimiento, y las características del líquido que está siendo separado.
Capacidades de los Separadores Esféricos. Los separadores esféricos son
usados mas apropiadamente para la separación en dos etapas más que para la
separación de tres etapas. Esto es especialmente cierto para tamaños más
pequeñas de 36 pulgadas de diámetro.
56
Las pruebas de campo se deben hacer en separadores esféricos para determinar
y/o confirmar su capacidad porque, de las tres formas de tanques separadores
disponibles, estos son los más difíciles de estimar convenientemente las
capacidades de aceite y gas.
Dimensionamiento de los Separadores de Crudo y Gas. Para asegurar
separación aceptable todas las veces, un separador de crudo y gas debe ser
clasificado según su tamaño de forma tal que nunca funcione arriba de su capacidad
máxima.
Un separador debe ser calculado en tamaño para la máxima rata de flujo
instantánea a la cual estará sujeto más que para la rata de producción diaria total.
Muchos pozos producen por “slugs” de gas como resultado de causas naturales o
levantamiento intermitente de gas. Tal pozo puede producir un total de 200 bbl
solamente de líquido en 24 horas. Sin embargo, si ese pozo “head” o intermite
solamente una vez cada hora puede producir un veinticuatroavo de su producción
total diaria en cuestión de 2 o 3 minutos, lo cual resultaría en una rata de flujo
instantánea de aproximadamente 2,400B-D.
El tamaño del separador debería ser calculado para manejar la máxima rata
instantánea de fluido producido durante estos intervalos de hora, o tener un tamaño
suficiente para almacenar una porción de estos “slugs” mientras se separa y
descarga el saldo.
Un procedimiento similar de cálculo de tamaño se debe seguir cuando las líneas
largas de flujo están sujetas a descarga instantánea, lo cual es algunas veces
causado por acumulación periódica y liberación de gas en la formación, en la tubería
o en la línea de flujo. Bajo estas condiciones el separador está sujeto a una rata de
flujo instantánea mucho más alta que la rata de flujo diaria total y debe ser calculado
su tamaño de acuerdo a esto.
Inversamente, es extravagante instalar separadores sobredimensionados bajo
condiciones donde sus capacidades adicionales nunca serán usados. Pozos de
bombeo, pozos de levantamiento de flujo de gas continuo, y algunos pozos de flujo
producen a ratas uniformes. Para estas aplicaciones los tamaños del separador se
pueden seleccionar basados en la producción total diaria.
Las pruebas de campo se deben hacer en separadores de aceite y gas para
determinar sus capacidades de manejo de aceite y gas bajo condiciones dadas. Las
capacidades evaluadas en separadores son propuestas para condiciones
“generales” o “promedio”, pero la única forma de determinar la capacidad exacta de
un separador en particular bajo un juego de condiciones dadas es probar el
separador de forma real bajo esas condiciones.
57
2.3 CARACTERÍSTICAS DE SEGURIDAD PARA SEPARADORES DE CRUDO Y
GAS
Hablando en forma general, los separadores de aceite y gas están instalados a
distancias relativamente remotas desde otro equipo de renta valiosa. Sin embargo,
donde están instalados en plataformas costa afuera o en proximidades muy
cercanas (zona 1) a otro equipo, es importante tomar precauciones para prevenir
daños al equipo circundante y al personal en el evento de presentarse fallas en el
separador, sus controles o accesorios. Las siguientes características de seguridad
se pueden obtener en casi todos los separadores estándar de aceite y gas.
Controles de Alta y Baja Presión. Los controles de alta y baja presión están
instalados en los separadores para prevenir la interferencia de presiones excesivas
en las operaciones normales. Estos controles de presión alta/baja pueden ser
mecánicos, neumáticos o eléctricos y pueden hacer sonar una advertencia, operar
una válvula de cierre, abrir un bypass o realizar otras funciones pertinentes para
proteger el separador y el equipo circundante.
FIG. 2.6: CONTROL DE PRESIÓN.
Válvula de Seguridad de Alivio. Una válvula de alivio de seguridad operada por un
piloto o resorte está instalada en todos los separadores de crudo y gas para
desahogar una presión alta insegura. Estas normalmente están ajustadas a la misma
presión de trabajo del tanque.
En muchas áreas las válvulas de alivio requieren calibración y certificación de
terceras partes. Las válvulas de alivio de seguridad deben ser suficientemente
grandes para manejar el rango completo de la capacidad del separador.
Cabezales de Seguridad o Discos de Ruptura. El cabezal de seguridad o disco de
ruptura es un dispositivo que contiene una membrana de metal delgada que está
diseñada para romperse cuando la presión en el tanque alcanza un valor
predeterminado. Este es usualmente 105% del diseño de presión de trabajo del
58
tanque.
El cabezal de seguridad se selecciona usualmente de forma tal que no se romperá
hasta que las válvula de seguridad de alivio se haya abierto o sea incapaz de
prevenir excesiva presión producida en el separador. No opere un separador de
aceite y gas sin un cabezal de seguridad o disco de ruptura de tamaño adecuado y
correctamente instalado.
FIG. 2.7: VÁLVULA DE SEGURIDAD DE
ALIVIO.
FIG. 2.8: DISCOS DE RUPTURA.
Instalación de los Dispositivos de Seguridad. Todos los dispositivos de alivio y
seguridad se deben instalar tan cerca como sea posible del tanque y de tal forma
que la fuerza de reacción a un repentino y violento agotamiento de los fluidos no
rompa, desatornille o de otra forma suelte el dispositivo de seguridad. La descarga
de los dispositivos de seguridad no debe poner en peligro al personal u otro equipo.
La descarga de un dispositivo de seguridad debe ser abierta y sin restricción. La
línea de descarga reforzada de un dispositivo de seguridad debe ser paralela a un
separador vertical y perpendicular a uno horizontal. Una válvula no se debe usar en
contracorriente o en dirección del dispositivo de seguridad porque puede ser cerrada
inadvertidamente.
Las líneas de alivio deben estar ancladas para prevenir
movimiento durante la liberación de la presión.
PRECAUCION: NUNCA SE DEBE CONECTAR LA LÍNEA DE ALIVIO DEL SEPARADOR EN LA
SALIDA DEL SEPARADOR DE GAS O EN LA LÍNEA DESAHOGO DEL TANQUE.
59
No se debe permitir acumulación de agua sobre del disco de ruptura. Esta podría
congelar y alterar las características del diafragma. El disco debe ser inspeccionado
regularmente para prevenir daño o corrosión.
Las válvulas de alivio pueden corroer y producir fugas o pueden “congelarse” en la
posición de cerrado. Estas se deben revisar, usualmente por terceras partes,
regularmente (según 688.90000) y reparar si no están en buenas condiciones de
trabajo.
2.3. A. CONTROL DEL FLUIDO
Presión en el Separador. La presión en el separador se mantiene por medio de un
controlador de presión Fisher Wizard, (figura 2.9). Con el uso de un tubo bourdon,
un flapper, dispositivo de nariz, el controlador de presión es sensible a cambios en la
presión del separador y envía una señal de salida ya sea para abrir o cerrar la
válvula de contra presión según corresponda. Controlando la rata a la cual el gas
sale del tanque se controla la presión. La válvula de contra presión es una válvula
normalmente abierta y debe abrirse cuando hay gas insuficiente (aire)
Utilice la válvula correcta, que el material para la presión, temperatura y tipo de
servicio en que se está operando sea el adecuado. Asegúrese que todas las
superficies de sello estén limpias y en capacidad de hacer sello. Asegúrese de usar
la grasa correcta para la válvula y tipo de aplicación.
A Supply
B Relay
C Output
D Proportional Band
E Set Point Scale
F Bourdon Tube
G
Nozzle Block
Adjustment
H Beam
I Nozzle
J Nozzle Block
FIG. 2.9: DESCRIPCIÓN DEL CONTROLADOR DE PRESIÓN.
Para que un separador de crudo y gas cumpla con sus funciones, se debe mantener
presión en el separador para que el líquido y el gas se puedan descargar a sus
60
respectivos sistemas de recolección.
La presión se mantiene con el uso de una válvula de contra presión del gas en cada
separador que controla la presión en los separadores.
PRECAUCION: EN NINGÚN MOMENTO SE DEBE USAR AIRE PARA DESPLAZAR LOS
FLUIDOS DEL TANQUE. ESTO PODRÍA CREAR UNA MEZCLA EXPLOSIVA.
La presión a la cual se opera el separador puede variar, dependiendo del grado de
separación deseada, la presión generada en el pozo, las condiciones de flujo críticas
y la clasificación de la presión del tanque. La presión óptima para mantener en el
separador es aquella a la cual se obtenga el más alto rendimiento económico por la
venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos.
Si la presión del separador es muy alta, se perderá más líquido a la fase gaseosa del
tanque. Si la presión es muy baja, muchos de los componentes livianos de los
hidrocarburos no se estabilizarán a líquido en el separador y se perderán en la fase
del gas.
En términos de producción, entre más etapas de separación existan después de la
separación inicial, mas componentes livianos serán estabilizados en la fase líquida.
Sin embargo en el aspecto económico de las mejoras esto llega a ser insignificante
después de cierto número de etapas.
Para mantener la presión en un separador, se debe efectuar un sello líquido en la
porción inferior del tanque. Este sello líquido previene perdida de gas fuera de la
línea del líquido. Esto requiere de un controlador de nivel del líquido y una válvula
para mantener un nivel constante en el separador.
Niveles de Líquido en el Separador. Los líquidos separados dejan el tanque a
través de una válvula de descarga del líquido, la cual es regulada por un controlador
de nivel. El controlador de nivel (figura 2.10), percibe el cambio del nivel en el
líquido y controla la válvula de descarga en la debida forma. La forma más común
de controlador activado por un flotador. Las válvulas de control aceite/agua
normalmente están cerradas y deben estar cerradas cuando hay insuficiente gas
agente (aire). Si se utiliza un control Fisher Level-trol revise el rango del tubo
Bourdon, reajuste los fuelles y trabaje el mecanismo de forma compatible con la
válvula superior.
Hay un orificio que tiene un tamiz en la parte posterior de muchos controladores.
Esto previene que la humedad se acumule en la camisa y se produzca presión
dentro de esta. Deje Este Orificio Abierto y revíselo periódicamente para ver si no
se ha obstruido.
61
A
B
C
D
E
F
G
H
I
Supply
Relay
Proportional Band
Set Point Scale
Output
Beam
Nozzle
Bourdon Tube
Nozzle
Block
Adjustment
FIG. 2.10: DESCRIPCIÓN DEL CONTROLADOR DE NIVEL.
Suministro de Gas. El Controlador del suministro de gas está regulado por un
Fisher 67AFR (figura 2.11), usualmente punto posterior de un Fisher 627 (figura
2.12), o 630 (Big Joe). El 627 (o el más antiguo 630) es el regulador primario que
deja caer la presión del separador que suministra gas desde un posible 1440 psig a
aproximadamente 100 psig para los controles del calentador operado a gas y/o el
controlador de suministro 67AFR.
Un tipo de regulador de instrumentos 67 AFR está instalado cerca de la parte
posterior de cada controlador. Este es apropiado para presión de entrada de 25
psig a 250 psig. El regulador debe ser ajustado a una presión de suministro de 20
psig cuando el rango de presión de salida del controlador esta entre 3 a 15 psig.
Para rango de presión de salida de 6 a 30 psig, el regulador debe ser ajustado para
suministrar 35 psig.
En los reguladores observe la flecha de flujo y asegúrese que el regulador esté
instalado en la trayectoria del flujo en la dirección correcta. Asegúrese que el rango
de presión del regulador sea la requerida. Siempre asegúrese que el cuerpo y el
orificio estén limpios.
Si el gas contiene algo de H2S entonces no se puede utilizar para operar los
sistemas de control. Se debe utilizar entonces una fuente externa de aire o propano.
Si el espacio es confinado, tal como una locación mar adentro se debe considerar la
utilización de aire comprimido como suministro de aire para los instrumentos.
Visores de Observación. Los Visores y las válvulas de los visores se deben usar
para rangos correctos de presión y temperatura. Cuando arranque el separador es
importante revisar los niveles. Si existe alguna duda acerca de los indicadores de
nivel están limpios, estos se deben limpiar. Se recomienda el siguiente
procedimiento:
62
Retire el tapón superior
Llene el visor con diesel
Limpie el interior con cepillo para botella o trapo.
Drene a través del fondo de la válvula de descargue
Vuelva a colocar el tapón
NO desemsamble el visor a menos que sea imposible limpiarlo
adecuadamente con el método anterior y que los repuestos de
vidrios, etc estén disponibles de forma inmediata.
FIG. 2.11: REGULADOR FISHER 67AFR.
FIG. 2.12: REGULADOR FISHER 627, BIG JOE.
2.4 MEDIDORES DE FLUJO.
Se debe incluir las siguientes consideraciones en la selección de los medidores de
líquido:
Condiciones de Operación – Presión, ratas de flujo, temperatura,
cantidad de abrasivos.
Disponibilidad de Espacio
Propiedades del líquido – Viscosidad, densidad, presión del vapor,
corrosividad
Partes y mantenimiento disponibles.
Medidores de Turbina. Actualmente se realizan muchas mediciones utilizando los
medidores de turbina debido a su simplicidad. Un medidor de turbina (figura 2.13) es
un dispositivo de medición de la rata de flujo, el cual tiene un elemento de rotación
que percibe la velocidad del líquido que esta fluyendo. El líquido hace que el rotor de
la turbina rote a una velocidad proporcional a la del flujo volumétrico. El movimiento
del rotor normalmente es percibido magnéticamente y registrado electrónicamente.
63
FIG. 2.13: MEDIDOR TIPO TURBINA TÍPICO.
Floco y Rotron. Los medidores de flujo se deben probar y calibrar antes de cada
uso. Asegúrese que se utilicen los engranajes y registradores correctos. No debe
haber dientes rotos en las ruedas dentadas, ni ejes rotos o rastros de suciedad en la
camisa. Asegúrese que el ensamble del rotor y las partes estén libres de depósitos
de carbonato de calcio y que las partes no estén desgastadas.
Asegúrese de tener el diseño correcto de medidor para presiones, flujos y velocidad
a las que va a estar sujeto. Cuando el medidor no registre, primero determine si el
dispositivo de lectura esta averiado. Revise si el dispositivo de lectura no se ha
instalado de forma adecuada.
El Floco (figura 2.14), opera con un desplazamiento positivo. Todo el líquido que
pasa a través del medidor primero debe llenar un segmento del rotor antes de rotar y
salir. Las rotaciones del rotor son acoplados magnéticamente a un registrador
manejador por engranaje. Los radios de los dientes de los engranajes suministran el
medio de calibración de las rotaciones del rotor a la indicación de volumen correcto.
Flocos normalmente son precisos, altamente susceptibles a suciedades y daño por
gas. Evite pasar el paso de cualquier fluido que no líquido y limpio a través del
medidor.
El Rotron (figura 2.15), opera por el principio de la velocidad vortex. La velocidad del
fluido que pasa por el rotor le suministra su rotación. Un Septo (placa sección
inferior) y los tapones de calibración permiten el ajuste del volumen del flujo que se
permite pasar por el rotor. De existir depósitos o restricciones en la línea de
contraflujo o en el ID (bore) del medidor, se aumentará la velocidad del fluido lo cual
dará lecturas más altas. Ejemplo son empaquetaduras sobredimensionadas en los
acoples de contraflujo o un objeto arrastrado bajo el septo medidor.
64
FIG. 2.14: MEDIDOR DE FLUJO FLOCO.
FIG. 2.15: MEDIDOR DE FLUJO ROTRON.
Medidores de Flujo Daniel y Barton. Asegúrese siempre que el medidor de gas
que trabaja este limpio y el oficio instalado en la dirección correcta. Las lecturas
erróneas son el resultado de la instalación incorrecta. Refiérase a la Sección del
Medidor de Orificio Daniel para obtener información de la instalación de la placa de
orificio. Asegúrese que cualquiera de las unidades roscadas de presión que no
están en uso estén conectadas. El accesorio medidor de gas Daniel se debe probar
para prevenir fugas. Asegúrese que el porta-orificio se mueve libremente y todas las
válvulas funcionan correctamente.
En el Registrador de carta Barton asegúrese que no haya fugas y esté libre de polvo,
libre para moverse y no que no se arrastre. Asegúrese que los fuelles no estén
llenos de sólidos que no haya gas atrapado o líquido en el “housing”. Para prevenir
que no se produzca líquidos en la celda D.P. se sugiere que se utilice un tapón
inferior para las conexiones de presión. Siempre asegúrese de calibrar el medidor
antes de usarlo. En separadores donde el registrador esta ubicado debajo del
medidor, se siguiere que se utilice un sistema “wet” de desplazamiento.
FIG. 2.16: REGISTRADOR BARTON.
FIG. 2.17: MEDIDOR DANIEL.
65
Coloque el Barton en posición y conecte las líneas al manifold para que la presión
estática sea medida en el lado de la presión baja (corriente abajo del orificio). Revise
el sistema de reloj (24, horas, combinación de 7 días) y ajuste la hora correcta.
2.5 CONSIDERACIONES DE OPERACIÓN Y MANTENIMIENTO PARA LOS
SEPARADORES
Inspección Periódica. Se requiere de una inspección periódica y certificación de la
documentación para todos los tanques de presión y las tuberías por corrosión y
erosión. La falta de esta política creará condiciones peligrosas para el personal
operativo y los equipos circundantes. Se debe programar inspecciones periódicas
para todos los equipos de presión con el propósito de protegerlo contra fallas
indebidas y peligros.
NOTA: NO SE DEBE REALIZAR NINGÚN TIPO DE SOLDADURA A LA CORAZA DEL
SEPARADOR O A LA TUBERÍA ASOCIADA CON EL TRABAJO, A MENOS QUE SE REALICE
BAJO SUPERVISIÓN O GUÍA DEL DPTO DE INGENIERÍA.
Líquido remanente (Carryover). Algunos separadores tienen capacidades fijas
determinadas que no pueden ser excedidas sin “liquid carryover” a través de la
salida del gas. Estas capacidades de algunos separadores se pueden disminuir con
el uso.
Temperaturas Bajas. Los separadores se deben operar arriba de las temperaturas
de la formación de hidratos. De otra forma los hidratos se pueden formar en el
tanque y taponarlo parcial o completamente. Esto reduce la capacidad del
separador y, en algunos casos cuando la salida del líquido o del gas está taponada o
restringida, causará que la válvula de seguridad se abra o el cabezal de seguridad
se rompa.
Fluido Corrosivo. Un separador que maneja fluido corrosivo se debe revisar
periódicamente para determinar si requiere trabajos correctivos. En casos extremos
de corrosión se puede necesitar de una reducción en el rango de la presión de
trabajo del tanque. Se recomienda la prueba hidrostática de forma periódica,
especialmente si los fluidos que se han manejado son corrosivos. Se pueden usar
ánodos disponibles en los separadores para protegerlos contra la corrosión
electrolítica.
Operación de Alta Capacidad. En casos donde los separadores operen cerca o a
su máximo rango de capacidad, éstos se deben revisar cuidadosa y periódicamente
para determinar si se está realizando una separación aceptable.
Cargas de Choque de Presión. Los pozos se deben se deben conectar y
desconectar del separador lentamente. La apertura y el cierre rápido de las válvulas
puede causar daños por cargas de choque en el tanque y sus componentes.
66
Descarga por Estrangulamiento de Líquido. La descarga por estrangulamiento de
pequeños volúmenes de líquido desde los separadores normalmente se puede
evitar. El estrangulamiento causa erosión en las válvulas internas y asientos de las
válvulas de descarga de líquido y puede corroer los cuerpos de las válvulas de
descarga hasta el punto que las ponga en peligro de explotar en los rangos de
presión de trabajo.
Sin embargo, la descarga por estrangulamiento puede ser necesaria debido a las
unidades de proceso, tales como separadores de presión baja o unidades de
estabilización, aguas abajo del separador.
Manómetros de Presión. Los manómetros de presión y otros dispositivos
mecánicos de los separadores se deben revisar para tener precisión a intervalos
regulares. Se debe usar válvulas de aislamiento de forma que los manómetros se
puedan quitar para reparar o reemplazar.
Agujas y Vidrios. Las agujas y los indicadores visuales del nivel del fluido, se deben
mantener limpios para que el nivel del líquido en el indicador refleje el verdadero
nivel en el separador todas las veces. Se recomienda la aspersión del visor del
indicador o limpieza con paños especiales.
Limpieza de los Tanques. Se recomienda que todos los tanques de los
separadores estén equipados con escotillas de entrada, aperturas para limpieza,
tubería de lavado por aspersión y/o conexiones de lavado para que los tanques se
puedan drenar y limpiar periódicamente. Los tanques más grandes están equipados
con escotillas de entrada para facilitar su limpieza.
PRECAUCION: NO SE DEBE REALIZAR INTENTOS DE INGRESAR AL TANQUE A TRAVÉS DE
LAS ESCOTILLAS DE ENTRADA A MENOS QUE ESTÉ CERTIFICADO “LIBRE DE GAS”.
LOS TANQUES MÁS PEQUEÑOS ESTÁN EQUIPADOS CON AGUJEROS MANUALES Y/O
CONEXIONES DE LAVADO PARA QUE PUEDEN LIMPIARSE FÁCILMENTE O LAVARSE
PERIÓDICAMENTE.
Prueba de Presión. Antes de iniciar el programa de prueba del separador se deberá
probar la presión para asegurar la integridad de la coraza del separador, la tubería
de trabajo asociado, las conexiones y las válvulas. Esto generalmente es llevado a
cabo como parte de una prueba de presión al acople del equipo de superficie
completo.
El procedimiento siguiente puede variar dependiendo de los requisitos de aplicación:
Antes de todas las pruebas:
Instale barreras de advertencia alrededor del área de prueba.
Anuncie por el sistema de altavoces que la prueba de presión va a
comenzar.
Asegúrese que no haya personal no necesario y despeje el área.
Abra la válvula de ingreso del separador, cierre las válvulas by-pass del
separador.
67
Cierre la válvula de bloque de línea del agua, válvula bloque de línea de
aceite y todas las válvulas de drenaje.
Abra la válvula de bloque de línea de gas y las válvulas de medidor(es)
de Aceite.
Abra la válvula de aguja en la superficie del tanque del separador.
Comience a bombear lentamente para llenar el ensamble del separador
con agua. Cierre la válvula de bloque de línea de gas cuando se
observe agua en la llama del gas.
Cuando el separador este lleno, detenga el bombeo y cierre la válvula de
aguja
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba. Inspeccione
visualmente todas las conexiones por señales de fuga.
NOTA: REPORTE LAS FUGAS DE FORMA INMEDIATA. NO INTENTE CUALQUIER ACCIÓN
CORRECTIVA MIENTRAS SE ESTÉ APLICANDO PRESIÓN.
Una vez a la presión de prueba, aisle la bomba si es posible y monitoree el período
de prueba.
Descargue lentamente la presión a través del desfogue de la bomba a
cero.
Cierre la línea de crudo de 2” en puntos posteriores
Cierre la válvula de la línea de crudo de 3” en puntos posteriores.
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba.
Inspecciones visualmente todas las conexiones para señales de fuga.
Una vez a la presión de prueba, aisle la bomba si es posible y monitoree el
período de prueba,
Descargue lentamente la presión a través del desfogue de la bomba a
cero.
Cierre la válvula de bola de la línea de crudo de 2” contracorriente.
Abra la válvula de bola de la línea de crudo de 2” en puntos posteriores.
Cierre la válvula de bola de la línea de crudo de 3” contracorriente.
Abra la válvula de bola de la línea de crudo de 3” en puntos
posteriores.
Comience a bombear lentamente a la presión de prueba, Inspeccione
visualmente todas las conexiones para señales de fuga.
Una vez a la presión de prueba aisle la bomba, si es posible y monitoree el
período de prueba.
Descargue lentamente la presión a través del desfogue de la bomba a
cero.
Abra la válvula by-pass del separador.
Cierre la válvula de entrada del separador.
Cierre la válvula de bola de la línea de crudo de 2” en puntos posteriores
Cierre la válvula de bola de la línea de crudo de 3” en puntos
posteriores.
Drene el separador.
68
3.0 MEDICIONES DE FLUIDO, GAS.
3.1 MEDICIONES AL FLUJO DE GAS
Hay numerosas aplicaciones de la medición de rata de flujo de gas, entre las más
importantes de ellas están:
La medición exacta del gas producido por un pozo de gas.
La determinación de la Proporción Gas-Crudo (GOR) para un pozo de crudo. El
GOR es una medición importante requerida por muchos estados y autoridades
nacionales para revisar que el pozo está produciendo dentro de límites aceptables.
También lo utilizan los ingenieros de reservorio para evaluar el pozo y el desempeño
del reservorio.
La recombinación precisa de las muestras de crudo y gas tomadas en el separador
para obtener una muestra representativa del fluido del reservorio. Todos los
medidores constan de dos partes bien definidas: El Elemento Primario, el cual está
en contacto con el fluido que se va a medir, y el Elemento Secundario, el cual
registra o indica los resultados.
El Elemento Primario en la medición del gas incluye la placa de orificio, el soporte
del orificio las conexiones de presión y los tubos medidores (secciones adyacentes
de la tubería). Una ventaja importante sobre otro tipo de elementos es que estos no
requieren calibración aún para mediciones exactas. Esto se debe al gran número de
estudios y pruebas las cuales han establecido las características del elemento
primario.
La mayoría de mediciones de gas actualmente se llevan a cabo mediante el medidor
de orificio debido a su bajo costo, facilidad de fabricación a la exactitud necesaria,
flexibilidad y simplicidad de operación.
Debido a estas características
probablemente se continuará usando indefinidamente como el elemento primario.
El Elemento Secundario mide y registra la presión diferencial a través del orificio y
otros parámetros requeridos para la determinación de la rata de flujo, tales como
presión estática y temperatura. Los fuelles tipo Barton 199 con el registrador
asociado 202-A tienen condiciones para instalación y operación correcta, errores y
otras características las cuales son independientes de las del elemento primario.
3.1. A. Elementos de un medidor de orificio.
Placa de Orificio. El orificio es un hueco circular en una placa plana delgada de
acero inoxidable (figura 2.18), u otro material no corrosible. Una placa de orificio
produce un cambio en la velocidad del gas, causando una diferencial de presión
medible. El orificio es la parte más crítica del elemento primario.
69
Asegúrese que el orificio este limpio, libre de mellas, plano y que el extremo de
ingreso este afilado. Se requiere en el medidor que corra una placa de orificio
biselada de 1/8” de espesor la cual es 8 pulgadas más pequeña. El orificio biselado
debe ser instalado con el bisel corriente abajo. El orificio que este raspado debe ser
reemplazad en caso de erosión, la corrosión o si se observa otro daño como un
extremo redondeado corriente arriba. Ejemplo: Si el radio de curvatura del extremo
de un orificio de 2 pulgadas es 0.040 pulgadas en el orificio dará una rata de flujo 4%
más baja.
FIG. 2.18: PLACA DE ORIFICIO CON PORTA
PLACA DANIEL.
FIG. 2.19: PORTA ORIFICIO DANIEL
Soporte del Orificio o Accesorio. Cuando la rata de flujo varía el accesorio de
orificio “senior” Daniel suministra un método rápido, seguro y simple de cambiar la
placa de orificio sin interrumpir el flujo. Comprende dos compartimentos separados
por una válvula de compuerta. El porta orificio (figura 2.19), se levanta y se baja
mediante un mecanismo de doble cremallera y piñón. Todas las partes pueden ser
reemplazadas o reparadas sin quitar el accesorio de la línea.
Conexiones de Presión. Los puertos de presión para unir las líneas de presión
diferencial y estática están integrados con bridas, para que se pueda mediar la
diferencia de presiones corriente arriba y corriente abajo del orificio.
Las ubicaciones de los tapones de presión usados generalmente para medir gas se
conocen como “tapones de brida”. Los tapones de brida están centrados una
pulgada corriente arriba y una pulgada corriente debajo de las caras
correspondientes a la placa de orificio.
Termómetro de Pozo. Los termómetros de Pozo se deben ubicar para percibir la
temperatura promedio del gas en la placa de orificio. Los pozos se deben colocar
más o menos a 4 diámetros de la tubería corriente abajo de la placa de orificio.
Tubos Medidores y Aspas Soporte. El término “tubos medidores” se refiere a las
secciones rectas de tubería corriente arriba y corriente abajo entre el orificio y los
accesorios más próximos.
70
Remolinos, debido a alguna obstrucción fija o irregularidad tal como una válvula o
una curva, pueden afectar la medición de la presión. Un método de eliminar esto es
tener una longitud suficiente y recta de tubería delante de cualquier sección donde
se vaya a medir presión estática. Sin embargo, otros métodos tales como aspas
soportes se pueden emplear para ayudar a mantener recto el flujo.
Las aspas soporte (figura 2.20), se componen de un número de pasajes paralelos de
dimensiones transversales pequeñas instaladas en la tubería. Para máxima
eficiencia, ningún pasaje del aspa debe tener un área mayor de 1/16 del área de
sección transversal interna de la tubería y la longitud del aspa debe ser por menos
10 veces las dimensiones transversales máximas de los pasajes.
NOTA: LAS ASPAS SOPORTE SE SOSTIENEN EN SU SITIO MEDIANTE UN TAPÓN
LOCALIZADO CORRIENTE ARRIBA DEL DANIEL - NO RETIRAR.
FIG. 2.20: ASPAS SOPORTE Y ORIFICIO DE AJUSTE.
Principio de Operación. El aumento de la velocidad del fluido a través del área de
la sección transversal reducida del orificio desarrolla una presión diferencial que se
puede medir. Esta diferencia en presiones en las dos secciones se usa para evaluar
la diferencia en velocidades y por tanto para calcular la rata de flujo.
Para cálculos de la rata de flujo a través de un medidor de presión diferencial, la
cantidad es expresada en el equivalente de pulgadas de agua a una temperatura
definida (60 ºF es usada por la AGA aunque 68ºF (20ºC) se usa a menudo
comercialmente).
La presión estática en una corriente de fluido es la presión que sería indicada por un
manómetro si se estuviera moviendo a lo largo con el fluido de manera que sea el
descanso o “estática” con respecto al fluido.
Obviamente, su medición de acuerdo con esta definición no es factible así que algún
método sustituto equivalente se debe adoptar. El procedimiento usual es usar un
agujero pequeño perpendicular a la pared de la tubería. La presión medida en este
agujero se le llama “presión estática”.
71
Para propósitos de medición de presión estática el extremo del agujero donde rompe
la superficie interna de la línea debe estar completamente libre de cualquier
obstáculo; de otra formar debido a la presión de la velocidad, la lectura sería
demasiado alta.
Patrón de Flujo cercano a un Orificio. Note el flujo suave corriente arriba del orificio,
el área de flujo mínima pasa justo el orificio, y los remolinos a cualquier lado del
chorro de la corriente abajo del orificio.
FIG. 2.21: PATRÓN DE FLUJO.
Ya que con un orificio el cambio de la sección es abrupto y no hay guía de la
corriente. La sección transversal de la corriente desciende una distancia corta
después de pasar a través del orificio. La sección donde el fluido ocupa el área
mínima se llama “Vena Contracta”. Su ubicación y área depende del diámetro del
orificio y la rata de flujo.
Ya que no existe guía para la corriente a cualquier lado del orificio, el flujo está
acompañado por turbulencia particularmente en el lado de la salida. Los remolinos
en la corriente son simplemente corrientes de vueltas supercargadas en movimiento
general y causan variaciones locales de presión estática. Pero ellos no cambiar el
promedio de la presión estática la cual puede ser medida con precisión a un lado del
agujero.
Ubicación del Tapón de Presión Diferencial. Un punto que se debe enfatizar es que
la presión diferencial medida a través de un orificio no depende simplemente del
diámetro del orificio, sino también de la ubicación de los tapones de presión. Los
tapones de bridas son las más ampliamente utilizadas, pero los tapones de la
tubería deben ser estándar en algunas compañías. Los tapones de la tubería están
localizadas 2.5 diámetros de tubería corriente abajo y 8 diámetros corriente abajo del
orificio. (Ver figura 2.22).
La ubicación de la toma corriente arriba relativamente no es importante, el aumento
es presión es leve y aun sin importancia para proporciones de diámetro (d/D) por
debajo de 0.5.
72
Sin embargo, la ubicación de la toma de presión corriente abajo es de particular
importancia. La mejor medición se obtiene en un punto donde la curva de presión es
plana, por ejemplo, entre el orificio y la “vena contracta”, como es el caso con
tapones de brida para tamaños de tubería de 2” o más. Se debe notar que en esta
sección el área del canal es menor que él área de orificio. Esto infiere que la
velocidad del fluido sea más grande que a través del orificio y en consecuencia la
presión diferencial es también más grande.
FIG. 2.22: UBICACIÓN DE TAPONES DE PRESIÓN DIFERENCIAL.
Corriente abajo de la vena contracta, existe una región muy inestable en la cual se
debe evitar tener tapones. Para tapones de brida con tamaños de tubería menores
a 2 pulgadas la toma corriente abajo debe estar en esta región inestable. Por esta
razón donde D < 2" se recomienda cualquier tapón de esquina o tapón de tubería.
La estabilidad se restablece en un punto antes de 8 diámetros corriente abajo o
antes del tapón corriente abajo de una instalación con tapón de tubería. Por lo tanto,
los tapones de tubería realmente miden la perdida de presión total en el elemento
primario.
Los datos para los dos tapones de brida y de tubería se suministran en el Reporte
No. 3 de AGA. La norma es tapones de brida los cuales son usados más
comúnmente en mediciones de flujo industrial por las siguientes razones:
Los tapones de brida permiten mediciones más exactas.
Los tapones de brida requieren un diseño de tubería más simple que los tapones de
tubería.
La tolerancia en los diámetros de tubo del medidor es más grande con los tapones
de brida que con los tapones de tubería.
El factor de expansión Y2 varía menos para los tapones de brida que para los
tapones de tubería.
73
Presión Estática cercana a un Orificio. En el lado de ingreso (figura 2.23), la presión
estática aumenta levemente y alcanza su máximo valor en el orificio. La presión del
gas cae abruptamente a medida que fluye a través del orificio y en el lado de la
salida continua el descenso y alcanza un valor mínimo en el plano de la vena
contracta una distancia corta más allá. La presión aumenta luego, lentamente
primero, rápidamente para una distancia corta, y luego de nuevo lentamente hasta
que su segundo máximo se alcanza varios diámetros de tubería más lejos del
orificio.
FIG. 2.23: DESCRIPCIÓN DE PRESIÓN ESTÁTICA.
La presión estática del gas fluyendo puede ser medida ya sea en el tapón de presión
corriente arriba o corriente abajo. Resultará una presión más exacta si se toma la
presión estática desde el lado que requiere la corrección más pequeña de los
factores de expansión. En todos los casos esta es la presión corriente abajo para la
cual el rango máximo está entre 1.0000 a 1.0272, mientras que para la presión
corriente arriba es de 1.0000 a 0.9422.
La conexión estándar para medir presión estática es el tapón de presión de brida
corriente abajo.
Elemento Secundario del Medidor de Orificio. El rendimiento del medidor de
orificio es a dos presiones:
(1) una presión estática, la cual es la presión promedio en la corriente de
flujo sobre la sección transversal de la tubería en un cierto punto, y
(2) una presión diferencial, la diferencia entre las presiones a una cierta
distancia corriente arriba y corriente abajo del orificio.
Se ha establecido que la norma general es tapones de brida y presión estática
corriente abajo del orificio. Para registrar estos parámetros la norma es el
Flujómetro.
74
Este instrumento combina en una caja, elementos para medir presión estática y
presión diferencial y una temperatura se puede incorporar. Los rendimientos son
registrados en una carta rotativa en diferentes tintas de colores. Las partes
componentes son las que se aprecian en la figura 2.24.
FIG. 2.24: FLUJÓMETRO REGISTRADOR
Elemento de Presión Estática. El elemento estático se compone de un tubo en
espiral tipo Bourdon cuyo movimiento es transmitido a la pluma por medio de un
enlace sencillo.
Calibración Estática
Aplique 50% de presión.
Ajuste brazo estático, enlace estático y recodo del brazo para formar
ángulos de 90º en los puntos pivotes.
Libere presión y reajuste el cero con el tornillo de ajuste del cero.
Aplique 100% de presión estática y ajuste la pluma a la escala completa
con el tornillo de rango de ajuste.
Libere presión y reajuste a cero. Continúe los pasos para que la pluma
corrija el cero y a escala completa.
Aplique 50% de presión. Si la pluma es lenta, acorte el enlace estático.
Si la pluma es alta, alargue el enlace estático.
Libere la presión y reajuste el cero aflojando la abrazadera o el eje de la
pluma estática.
Ajuste el cero exacto con el ajuste del cero.
Repita los pasos para que la pluma estática este exacto en cero, 50% y
100% de presión.
Elemento de Presión Diferencial. El elemento de presión diferencial se compone
de un ensamble en el cual las presiones corriente arriba y corriente abajo se aplican
75
a uno u otro lado. El aparejo se compone de dos sistemas de fuelles en
comunicación por un pasaje, todo lleno con un fluido. Las placas extremas de los
dos fuelles están conectadas mediante una varilla de empuje que se libera para
moverse horizontalmente dentro de los límites de desplazamiento que dejan los
topes. A medida que la varilla de empuje se mueve, desplaza el brazo de torque del
tubo, de este modo girando el eje de salida.
Los fuelles están marcados de Alta Presión y de Baja Presión indicando la forma en
que el instrumento debe conectarse al elemento primario.
La presión diferencial actúa para comprimir los fuelles de alta presión y desplazar el
fluido a los fuelles de baja presión, desplazando de esta forma la varilla de empuje.
El movimiento es resistido por el ensamble de resorte. Hay un ajuste de
amortiguación en el pasaje del fluido en la forma de una válvula de aguja y se
suministra una protección a la sobre presión con sellos O´rings en los hombros de la
varilla de empuje, lo cual es doble a medida que viajan los topes y la presión sella.
El rango del elemento se cambia ajustando el ensamble de los resortes con resortes
de diferente fuerza o número. Los rangos normas son 100, 200 y 400 pulgadas de
agua. El eje de salida es conectado a la pluma por un sistema sencillo de enlace
permitiendo ajuste del cero, angularidad y linealidad.
Calibración Diferencial. La calibración se lleva a cabo utilizando un manómetro
(tubo bordón, columna de mercurio o agua) aplicada a la cámara de “alta presión”
para referencia de la presión diferencial. La cámara de “baja presión” se deja abierta
a la atmósfera.
FIG. 2.25: ARREGLO PARA CALIBRACIÓN DIFERENCIAL
Corte parte de la carta para tener acceso a los tornillos de ajuste.
Revise que la pluma diferencial siga un arco de la carta, si no, ajuste la
placa de la base donde se monta la pluma.
Aplique 50% de diferencial nominal a la cámara H.P.
76
Ajuste el enlace y los tornillos reguladores hasta que la linealidad y la
angularidad estén tan cerca de los ángulos derechos como sea
posible.*
Como en la calibración de la presión del tubo Bourdon, se verá que esta
posición es aquélla que dará arcos iguales para ajuste de linealidad.
Ajustando esta posición primero se asegura que los ajustes
siguientes a la linealidad, si son necesarios, sean muy pequeños, esta
es la parte más difícil de la calibración.
Retire la presión diferencial y ajuste la pluma a cero usando el tornillo de
ajuste del cero.
Aplique presión diferencial 100%.
Ajuste la pluma a la mitad del error alterando el rango con el tornillo de
ajuste.
Libere la presión y ajuste a cero.
Continúe las operaciones anteriores hasta que el registrador este
correcto en cero a escala completa.
Aplique 50% de diferencial nominal.
Altere el ajuste de linealidad en caso de cualquier error. Si el error es
alto – gire en contra de las manecillas del reloj hasta que el viaje sea
20 veces el error arriba de la escala. Si el error es bajo – gire en
sentido del reloj hasta que el viaje sea 20 veces el error abajo de la
escala.
Reajuste el cero y las indicaciones de la escala completa usando ajustes
de angularidad (cero y rango).
Continúe ajustando angularidad y linealidad alternadamente hasta que el
registrador este correcto en cero, 50% y 100% de presión nominal.
Cambio del Rango Diferencial del Registrador. El rango diferencial se ve afectado
por el cambio del ensamble del soporte del resorte.
NOTA: ASEGÚRESE QUE LA PLUMA ESTE EN CERO.
Retire los pernos que fijan la cámara.
Retire la contratuerca, las tuercas retenedoras y finalmente el ensamble
del resorte halando hacia afuera y girando en contra de las manecillas
del reloj. La pluma se moverá de la posición del cero.
Atornille el Nuevo ensamble del resorte en la varilla de empuje roscada.
Fije los ocho pasadores de poste del resorte en los huecos en el
ensamble de la placa del resorte y apriete las tuercas retenedoras.
Utilizando una llave de tuercas especialmente suministrada, gire el
extremo del resorte, no ajuste la tensión en el resorte hasta que la
pluma regrese exactamente al cero. Vuelva a colocar la contratuerca,
siendo cuidadoso de no mover el cero.
Coloque las tapas y los pernos.
Calibre.
Cambie la placa marcada indicando el rango de diferencial de presión.
77
FIG. 2.26: ARREGLO CAMBIO DE RANGO
NOTA: DESPUÉS DE CAMBIAR LOS RESORTES, APLIQUE PRESIÓN DE TRABAJO
COMPLETA A LA CELDA DE LA CAJA Y REVISE POSIBLES FUGAS.
IMPORTANTE: NUNCA DESATORNILLE LA VARILLA QUE CONECTA LOS FUELLES DE “BAJA
PRESIÓN” Y LA PLACA QUE SOPORTA EL RESORTE. SI ENTRA AIRE A LOS FUELLES, EL
APARATO SE VUELVE INSERVIBLE.
Elemento de Temperatura (si se ha acondicionado). El bombillo sensor, del tipo
de presión de vapor, está inserto en un termómetro de pozo corriente abajo del
orificio y el tubo de flujo. El bombillo está conectado por una línea de capilaridad al
ensamble del tubo Bourdon en la caja. A medida que cambia la temperatura se
modifica la presión de vapor en el sistema, el tubo Bourdon se desenrolla y los
movimientos son transmitidos a través del enlace a la pluma.
Funcionamiento de la Carta. El funcionamiento estándar de la carta es en el
sentido de las manecillas del reloj y rota una revolución completa en 24 horas. La
pluma diferencial debe registrar el tiempo correcto.
Instalación del Elemento Secundario. El Registrador Barton usualmente está
montado en un soporte a una distancia de 2” de la tubería. Está equipado con un
manifold de cinco válvulas para arrancar y conectado por líneas y válvulas de
aislamiento a los tapones de brida en la Daniel. Las trampas de líquido, conectadas
con válvulas de drenaje, se pueden incorporar en el manifold. Los tubos y las
válvulas deben ser de Diámetros Internos adecuados (3/8” o mas) para prevenir
posibles taponamientos.
78
3.2 LEYES DE LOS GASES
Los gases son clasificados de la misma forma que los líquidos, de acuerdo a sus
pesos específicos, pero las densidades de los gases se comparan con la densidad
del aire y no con la del agua fresca. Un gas de gravedad 0.7 pesa 0.7 tanto como
una cantidad igual de aire.
Aunque el aire no es densidad uniforme, es interesante notar que la presión
atmosférica es causada por el peso de la columna de aire arriba de un punto, justo
como la presión hidrostática es causada por el peso de una columna de fluido. Al
promedio del nivel del mar, la presión de una atmósfera es de más o menos 14.7 psi.
La presión atmosférica llega a ser menos a una altitud más alta porque hay una
columna más corta de aire arriba como un punto.
1 Atmósfera = 14.7 psi = 30 in. de mercurio = 34 ft. Agua fresca.
La densidad del aire es 0.0764 lb./pie cub a 60o F y a 14.7 psia.
La densidad de cualquier gas = peso específico del gas X .0764.
El peso específico del aire = 1.0
3.2. A. Leyes del Gas Ideal
La principal diferencia de trabajar con un gas comparado con un líquido es el hecho
que un líquido para todos los propósitos prácticos es no-comprimible. El gas es
comprimible hasta el punto que se vuelve líquido. La temperatura afecta el volumen
del líquido a un grado pequeño en comparación con un gas. A medida que
trabajamos con presiones y temperaturas de pozo, en condiciones variadas, es
necesario entender las leyes que gobiernan la expansión de los gases.
La condición física de cualquier fluido estable (líquido o gas) para muchos propósitos
está completamente definida por la presión, el volumen y la temperatura. Si las
condiciones se quitan por completo de las condiciones que corresponden al estado
líquido, el fluido se llama “perfecto” o gas “ideal”.
Muchos gases se aproximan a condiciones ideales a presiones bajas o densidades
bajas y temperaturas altas. Para tales gases estas tres variables están conectadas
cercanamente la una a la otra en sus cambios respectivos por tres leyes
fundamentales de los gases que se describen como sigue:
La Ley de Boyle: Cuando la temperatura se mantiene constante, el volumen de una
masa dada de un gas ideal varía inversamente a la presión absoluta a la cual está
sujeto.
Note de forma particular que esta ley aplica solamente cuando la temperatura del
gas se mantiene constante. La ley significa que, con un peso dado de gas, si la
presión absoluta del gas se dobla, su volumen será la mitad; si su presión absoluta
79
es triplicada su volumen será una tercera parte del volumen original, etc.
Del mismo modo, haciendo la presión a la mitad, se duplica el volumen, etc.
Expresado matemáticamente:
Donde: V es el volumen, P es la presión, a temperatura constante.
La Ley Charles: Cuando la presión absoluta se mantiene constante, el volumen de
una masa dada de un gas ideal varía directamente a la presión absoluta del gas.
Note de forma particular que esta ley aplica solamente cuando la presión se
mantiene constante. Esto significa que con la presión mantenida constante, si la
temperatura absoluta de un peso dado de gas se hace el doble, su volumen será el
doble; si su temperatura absoluta se triplica, su volumen será tres veces el volumen
original, etc. De igual forma, haciendo la temperatura absoluta a la mitad, el
volumen será la mitad, etc. Expresado matemáticamente:
Donde: V es el volumen, T es la Temperatura absoluta (Rankine), a presión
constante.
La Ley de Gay-Lussac: Si el volumen de una masa dada de un gas ideal se
mantiene constante, la presión absoluta variará directamente a la temperatura
absoluta del gas.
Note de forma particular que la Ley de Gay Lussac aplica solamente cuando el
volumen se conserva constante. Esto significa que cuando un volumen es
mantenido constante, si la temperatura de un peso de gas dado se dobla, su
presión absoluta será el doble; si su temperatura absoluta es triplicada, su presión
absoluta será el triple, etc. De igual forma, llevando a la mitad la presión absoluta, la
presión será la mitad, etc. Expresado matemáticamente:
Donde: P es la presión, T es la Temperatura (Rankin), a volumen constante.
Ley General de los Gases: Cualquiera de las dos o tres leyes de los gases se
puede emplear para derivar la Ley General de los Gases la cual aplica a todas las
combinaciones de cambios en un gas perfecto respecto a volumen, presión y
temperatura para un peso dado de un gas. Expresado matemáticamente:
80
para una masa dada de gas.
Ley de Avogadro: A cualquier presión y temperatura igual volumen de gases
contienen el mismo número de moléculas.
Ley Fundamental de los Gases: La Ley Fundamental de los Gases como aplica a
la prueba de pozo es simplemente una combinación de la Ley de Boyle, La Ley de
Charles y la Ley de Avogadro. Las leyes de Boyle y Charles han sido definidas.
La Ley Fundamental del Gas, en su forma más útil, se convierte:
En donde:
P = Presión Absoluta (psia)
V = Volumen en pies cúbicos
T = Temperatura Absoluta en Grados Rankin (°F + 460)
Z = Factor de Compresibilidad, o el factor de desviación de un gas real a
partir del comportamiento de gas ideal.
n = Número de Libra-Mol del gas.
R = Constante Universal de los Gases. Su valor numérico es el mismo
para todos los gases cuando se usa en esta forma y es igual a 10.73
(cuando los otros términos están expresados en las unidades dadas).
Presión: Usando la ley fundamental de los gases, la presión se puede expresar en
(psia) libras por pulgada cuadrada absoluta, o en (psig) libras por pulgada cuadrada
atmosférica, sin embargo, es importante ser consistente en una y en la otra.
Generalmente es mejor usar la presión absoluta ya que la presión atmosférica puede
variar de acuerdo a la altitud de la superficie de la tierra.
Temperatura: La Temperatura se expresa en grados Rankin, lo cual es absoluta en
la escala Fahrenheit. Es igual a grados Fahrenheit mas 460.
Factor de Compresibilidad "Z": Este es el factor de desviación que corrige la
condición de gas real con gas ideal. El factor de Compresibilidad "Z" es una función
de la composición del gas, temperatura y presión a la cual está sujeto el gas. Se ha
encontrado en experimentos que el gas natural es más comprimible que lo indicado
por la ley del gas perfecto.
Esto significa que, si una cierta cantidad de gas natural fue medido a alguna baja
presión y luego comprimido a alguna presión más alta, el volumen realmente medido
a la presión más alta es menos que el volumen que sería calculado usando la ley del
gas perfecto para corregir el volumen medido desde la presión más baja a la más
alta. Esto significa que, con un descenso en presión, el gas natural es más
expansible que lo indicaría la ley del gas perfecto.
81
La cantidad de desviación del gas natural depende de las cantidades relativas de
varios hidrocarburos y otros gases que constituyen el gas natural. Los experimentos
han mostrado que la desviación es más grande para gases de hidrocarburos más
pesados que para gases de hidrocarburos más livianos. Por esta razón, ninguna
serie de valores definitivos se pueden utilizar lo que aplicaría para todos los gases
naturales. Los valores individuales se deben determinar para cada gas natural.
Al presentarse el método seudocrítico para calcular la desviación del gas, sería
necesario definir algunos términos fundamentales. El término “seudo” designa
simplemente una mezcla de gas, como distinguido de un componente simple de gas
puro. Por ejemplo, un componente simple de un gas tiene una presión y
temperatura crítica, (i.e. valor de un manual), mientras que la mezcla de gas tiene
una presión y temperatura críticas que dependen de la composición del gas.
“La temperatura crítica” se puede definir como la temperatura arriba de la cual un
gas no se puede licuarse aplicando presión.
“La Presión Crítica” es la presión absoluta requerida para licuar un gas a su
temperatura crítica.
“Temperatura Reducida”, en esta discusión, es la proporción de la temperatura real
absoluta sobre la temperatura crítica absoluta.
“Presión Reducida” es la proporción de la presión real sobre la presión crítica
absoluta.
“Factor de Compresibilidad Z” es el factor de desviación del gas.
Mol: Un “Mol” de cualquier gas se puede definir como un peso de ese gas
equivalente a su peso molecular. El peso molecular se determina por el peso
atómico de cada elemento químico del cual el gas está compuesto y el número de
átomos de los elementos varios que constituyen una molécula del gas.
Por ejemplo, el peso atómico del carbón es 12, y el peso atómico del hidrógeno es 1.
Entonces, el peso molecular del etano (C2H6), ya que cada molécula está
compuesta por dos atómos de carbono y seis átomos de hidrógeno, es 2 X 12 + 6 X
1 = 30. Nota: Una libra-mol de un gas a condiciones estándar ocupa 379.5 pies
cúbicos estándar a 14.70 psi y 60ºF.
En el sistema Inglés, como el utilizado en este país, mol significa “libra-mol”. En el
sistema métrico mol significa “Gram-mol”. Como un ejemplo una libra-mol de
metano (CH4) significa 16 libras de metano, mientras un gramo-mol de metano
significa 16 g de metano.
“Fracción” Molar es la parte fraccionaria del numero de moles en cualquier gas
82
componente que es parte de las moles totales que van en una mezcla de gas.
Ejemplo: un “análisis” de mol muestra que un gas está compuesto de 85% de
metano, 5% de propano y 10% de etano a condiciones estándar (14.7 psia y 60º F.).
La fracción molar de etano es igual a 1/10 o .10 de la mezcla total.
Viscosidad: Generalmente, la viscosidad del gas aumenta con el aumento de
presión, excepto a presiones muy bajas donde llega a ser más o menos
independiente de la presión. A bajas presiones, la viscosidad del gas, distinto de los
líquidos, aumenta a medida que aumenta la temperatura.
3.3 APLICACIÓN PRÁCTICA A LA MEDICIÓN DEL GAS.
La rata de flujo del gas se determina utilizando la siguiente fórmula:
Qscf/d = /hwpf x Fu x Fg x Fb x Ftf x Fpv x Y2
hw
pf
d
Fu
G
Fg
Fb
Ftf
tf =
=
=
=
=
=
=
=
=
Fpv
=
pf2
=
Y2
=
D
=
B
=
Presión Diferencial en pulgadas de agua
Presión Estática Absoluta (psia)
Diámetro de Orificio
Factor de Conversión para condiciones estándar y rata
Peso Específico del gas (dry air = 1)
Factor del Orificio Básico
Factor de la Temperatura de Flujo = (520/tf).5
Temperatura Absoluta del fluido fluyendo expresado en Grados Rankin
= Grados Fahrenheit + 460 grados.
Factor de Supercompresiblidad
Presión Corriente abajo
Factor de Expansión.
Diámetro Interno de la Tubería
d/D = Proporción del diámetro de orificio sobre el diámetro interno de la
tubería. Factor Unitario Fu: A menos que el cliente lo ordene de otra
forma, siempre escoja 14.73 psia y 60ºF como condiciones estándar y
reporte la rata de flujo en pies cúbicos por día. Esto da el Fu = 24 para
ratas que resultan SC F/D. En comparación, para ratas en M3/hora y
condiciones estándar de 15ºC y 760 mm Hg; Fu=0.02833.
Factor de Peso Específico Fg: El factor de Peso Específico está dado en las
Tablas. Este puede también calcularse usando la relación: Fg = 1/G
Factor de Orificio Básico Fb: El valor de este factor depende de: la ubicación de los
tapones diferenciales; el diámetro del orificio, d; y del diámetro interno de la tubería,
D. Para orificios estándar y tubos medidores y para tapones de brida el valor de Fb
está dado en la tabla. Tenga la certeza de usar el calibre correcto de línea
estampado en la caja Daniel y la brida.
83
Factor de Temperatura Ftf: El factor de temperatura del fluido corrige la
temperatura absoluta que difiera de 60ºF. Ftf es dado, pero puede ser calculado
como sigue:
Ftf
Factor de Supercompresibilidad Fpv: Para obtener la relación se asumió que el
peso específico del gas aumentaría directamente con la presión absoluta e
inversamente con la temperatura absoluta, que es el caso para un gas perfecto. Sin
embargo, los gases reales se pueden desviar marcadamente de esta relación y de
esta forma se introduce el factor de supercompresibilidad que cuenta para la
desviación del gas natural de las leyes del gas ideal.
Fpv
Se han desarrollado varios procedimientos para determinar empíricamente el factor
de supercompresiblidad, Fpv. El AGA ha publicado tablas en el “Manual para la
Determinación de los Factores de Supercompresiblidad del Gas Natural” – Proyecto
No. 19”, que cubre los siguientes rangos:
Presión:
de 0 a 5000 psig
Temperatura:
de -40 a +240 grados Fahrenheit
Peso Específico: de 0.554 a 1.000
Factor de Expansión Y: El factor de expansión Y se puede tomar presión corriente
arriba (Y1) o corriente abajo (Y2) del tapón por cuanto algo de presión intermedia del
gas que pasa a través del orificio se necesita para obtener la densidad correcta del
gas que será utilizada en la ecuación de flujo. El factor de expansión está incluido
para compensar esto. Resultará una medida más exacta si la presión estática es
tomada del lado, requiriendo la corrección más pequeña para los factores de
expansión (tapón de brida corriente abajo).
El factor de expansión depende de:
La relación de la presión diferencial con la estática , hw/pf
La relación del diámetro, B = d/D
La ubicación de los tapones de presión (PWS utiliza tapón de brida)
La ubicación de los tapones de presión estática(Corriente abajo es estándar)
Cálculo de la Gráfica: Se escoge un período lo suficientemente corto que permita
promediar a ojo las presiones diferencial y estática. Se utilizan periodos más cortos o
más largos de acuerdo con las condiciones de la rata de flujo y la duración de la
prueba. Sin embargo, en pruebas en pozo de crudo es mejor no usar periodos de
menos de 30 minutos. En este caso una diferencia de un minuto da un aumento de
error del 3.35 en las ratas de flujo. Las pruebas de los pozos de gas usualmente
84
comienzan con lecturas de 15 minutos y se extienden a medida que ocurre la
estabilización.
Ajuste del Flujo de Gas a un Valor Predeterminado: A menudo el cliente solicita
que el choke del flujo se ajuste para obtener una rata de flujo pre-determinada. En
este caso, es necesario determinar la presión diferencial requerida para una cierta
presión del separador, temperatura del gas y gravedad del gas para la rata de flujo
involucrada.
Minimizando Errores: El medidor de orificio se debe usar solamente con fluidos
limpios. Nunca se debe usar durante la limpieza del pozo. Para pozos de gas,
durante esta fase de producción puede estimarse usando la ecuación de flujo del
choke de niple.
Condición del borde del orificio: El orificio es la parte más crítica del elemento
primario. Revise y asegúrese que el orificio esté limpio, libre de mellas y que el
borde de ingreso esté afilado. El orificio se debe instalar con el bisel corriente abajo.
El orificio se debe desechar y reemplazar si se observa daño.
Tipos de sello de placa de orificio: Los sellos de orificio están disponibles en
varios materiales y tamaños. Los materiales más comunes del sello son nitrilo para
servicio estándar. Teflón y Viton son para servicio amargo (sour). Los sellos de
Teflón son más difíciles para que suministren un sello adecuado dependiendo de la
condición de la superficie del diámetro del medido y el sello mismo.
Los tamaños de los sellos de placa de orificio se pueden igualar con el programa de
trabajo del tubo medidor. Esto quiere decir que un 6.065”Daniel (programa 40)
requiere un sello de tamaño diferente que un 5.761” adaptación (programa 80). El
programa apropiado de tubo se encuentra típicamente en el borde externo del sello.
Condiciones de los Tubos Medidores: Se introducen algunos errores en medición
como resultado de la variación en el terminado interno de los tubos medidores. Los
coeficientes aceptados se obtuvieron con tubos medidores construidos de tubo de
hierro comercial con superficies internas ásperas que corresponden a tal tipo. Este
se debe limpiar y dejar libre de depósitos, golpes y otras irregularidades. Para
mejorar la suavidad (la aspereza no debe exceder los 300 micro pulgadas) se pude
maquinar las paredes, limar, recubrir y/o pulir. Las mediciones serían bajas con una
superficie de interior áspero y altas con una superficie demasiado suave en la
superficie interior del tubo.
Selección del Diámetro de Orificio: El efecto del diámetro de la tubería y la
aspereza, molestan corriente arriba la longitud del tubo medidor, el tamaño del
hueco del tapón y la ubicación, cavidad de la brida y otras fuentes de variación de la
medición son aumentadas a medida que la relación del diámetro B = d/D aumenta.
Para la medición más exacta, como la que se necesita para propósitos de muestreo,
por ejemplo, la importancia de mantener una proporción de diámetro baja no puede
ser tan destacada. En las relaciones de radios a continuación 0.15, sin embargo, se
85
encuentra dificultad de datos inadecuados. Por esta razón se debe evitar relaciones
de diámetros extremadamente bajas.
Como lo recomienda AGA el tamaño del orificio se puede determinar de forma que:
0.15 < d/D < 0.70
Para propósitos de muestreo, sin embargo, se recomienda lo siguiente:
0.30 < d/D < 0.65
Selección de escalas hw y pf: Como consecuencia de la relación de raíz cuadrada
entre hw, pf y la rata de flujo, se debe evitar valores bajos de hw y pf. Las escalas y
el tamaño de orificio se deben escoger de forma tal que las presiones diferencial y
estática se leerán entre 30% y 90% de la escala completa.
Frecuencia del Peso Específico del Gas y el factor de Supercompresibilidad: La
presión diferencial, hw y por lo tanto, la rata de flujo del gas, depende de las
características del gas, las más críticas de las cuales son el factor de
supercompresibilidad y el peso específico.
El valor exacto de Fpv se puede determinar solamente de forma experimental o
cuando se conozca la composición del gas. En otros casos, por ejemplo, cuando se
conozca solamente el peso específico, Fpv se puede estimar utilizando tablas o
cartas empíricas. En este caso el valor estimado utilizado tiene que reportarse para
permitir que se haga la corrección necesaria cundo se determina el valor exacto en
el laboratorio.
Excepto para condiciones de presión baja y temperatura alta no se puede ignorar
este factor. Por ejemplo, a 100 psig y 100ºF para una gravedad de gas de 0.7, F pv =
1.0085. Si el factor se ignora, el error será del 0.85%. Sin embargo, a 100 psig y
40ºF, Fpv = 1.16. Si el factor se ignora esta vez el error será del 16%.
Un cambio de 2% en Peso Específico G, por ejemplo de 0.700 a 0.714, afecta
inversamente la rata de flujo en 1%. Por esta razón, recomendamos por lo menos
una medición de la gravedad del gas en cada rata de flujo durante la prueba.
Efecto del Líquido arrastrado: El líquido arrastrado (condensado) puede formar
una mezcla en el fondo de la línea horizontal adelante del orificio. Este depósito de
líquido disminuye la contracción del chorro disminuyendo así el diferencial. También
el fluido puede entrar en las líneas Barton causando lecturas de diferencial ya sea
alta o baja (dependiendo del tapón inundado). Esto puede causar un error sustancial
y se recomienda cuando se mida gas húmedo levantar el orificio de vez en cuando
para sangrar el líquido acumulado.
Para evitar este problema, y asegurar exactitud del medidor, el gas debe
permanecer en una fase sencilla y la separación del gas del líquido producido debe
lograrse adelante del medidor.
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87
Efecto de los Hidratos: Bajo ciertas condiciones de temperatura y presión en la
válvula de contra presión, se pueden formar hidratos ya sea por taponamiento
intermitente de la válvula o causando que se congele. En cualquier caso, el
resultado será pobre regulación de la presión causando que las presiones diferencial
y estática fluctúen y haciendo que el cálculo exacto de la rata de flujo sea imposible.
El remedio ya sea es, aumentar la temperatura de separación o, si el calentador es
inadecuado, inyectar metanol corriente arriba de la válvula de contrapresión.
Pulsaciones de Flujo Irregular: Donde la rata de flujo es más o menos constante, y
para muchos pozos de gas, existe una pequeña dificultad en leer la carta y obtener
exactitud aceptable en el cálculo de la rata de flujo.
Sin embargo, Este no es siempre el caso con un pozo de crudo donde la rata de flujo
del gas puede variar en diferentes formas desde una fluctuación lenta a una
oscilación rápida. A medida que la frecuencia y la magnitud de estos cambios en la
rata de flujo aumentan, la medición se vuelve mucho más difícil y se introducen
errores de considerable magnitud debido a registros ambiguos en la carta.
Teóricamente, hay varios métodos y combinaciones de método para reducir los
errores de medición debido a este efecto.
Ajustar el amortiguador de la celda del Barton
Operar a la diferencial factible más alta cambiando a un orificio más
pequeño.
Adecuar resortes de diferencial mas fuertes a la celda Barton para poder
utilizar un orificio más pequeño a una presión de separador más baja.
Adecuar un reloj el cual rotará la carta lo suficiente rápido para producir
un registro distinto de movimientos de presión.
Instalar una cámara de compensación entre el separador y el medidor
para reducir la amplitud de la pulsación.
Usar transductores de presión electrónicos. Esta es de hecho, la única
forma de alcanzar la medición de la rata de flujo cuando está
cambiando tan rápido que la pluma del diferencial no puede seguir las
fluctuaciones.
Gasto de Gas Corregido.
Fu. Un factor de corrección que depende de las condiciones estándar y las unidades
del gasto de gas. Si la presión y temperatura base son 14.73 psia y 60 oF y el gasto
va a ser reportado en pies cúbicos por día, Fu es igual a 24. Si se necesitan otras
condiciones estándar o unidades el Factor Fu va a ser diferente.
Fg. / 1/G. El factor del peso específico es igual a 1 dividido por la gravedad del gas
y determinando la raíz cuadrada del resultado. El factor normalmente permanecerá
medianamente estable durante el curso de un gasto de flujo particular una que se
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han alcanzado condiciones estables en el separador.
/ hw Pf. Este factor se obtiene de multiplicar la diferencial (h w) en pulgadas de agua
por veces la presión estática (Pf) absoluta en psia y determinando la raíz cuadrada
del productos de los dos números.
/ hw Pf /G. Esta variación se puede usar en varias formas de la ecuación de la rata
de flujo de gas corregida. Este factor solo representa una combinación sencilla de
Fg (#2) y / hw Pf (#3).
Fb. El factor de orificio básico depende : de la ubicación de los tapones de
diferencial; el diámetro del orificio, d; y el diámetro interno de la tubería, D. Para
orificios estándar y tubos medidores y para tapones de brida el valor de F b es dado
en la Tabla. Asegúrese de utilizar el diámetro correcto de línea, el cual aparece
estampado en la caja Daniel y en la brida.
Ftf. El factor de temperatura del fluido corrige para temperaturas de gas arriba y por
debajo de 60ºF.
Ftf es dado pero se pude calcular como sigue: Ftf
.
Fpv. El factor de supercompresibilidad es el factor de corrección que cuenta para la
desviación del gas natural de las leyes para el gas ideal. La compresibilidad es una
función de la presión, la temperatura y la composición del gas.
Y2. El factor Y2 es tomado del tapón de presión corriente abajo para obtener una
corrección de presión para la densidad del gas que se usará en la ecuación del flujo.
Resultarán medidas más exactas si la presión estática se toma del lado, requiriendo
la corrección más pequeña para el factor de expansión (tapón de brida corriente
abajo).
El factor de expansión depende de:
La relación de la presión diferencial con la estática , hw/pf
La relación del diámetro, B = d/D (orificio/Diámetro Interno del medidor corrido)
La ubicación de los tapones de presión (PWS utiliza tapón de brida)
La ubicación de los tapones de presión estática(Corriente abajo es estándar)
Rata de Flujo de Gas Corregida (Qg). La rata de gas corregida se obtiene
multiplicando las veces de los factores varios por los otros para determinar el
número de pies cúbicos de gas en las condiciones estándar establecidas.
La rata de flujo del gas se determina utilizando la fórmula siguiente:
Qscf/d = /hwpf Fu Fg Fb Ftf Fpv Y2
NOTA: PIES CÚBICOS POR DÍA SE PUEDE CONVERTIR A MILES DE PIES CÚBICOS POR DÍA
(MCF/D) MOVIENDO TRES LUGARES DECIMALES A LA IZQUIERDA. ASEGÚRESE DE
ESPECIFICAR LAS UNIDADES.
Pies Cúbicos por día se pueden convertir a millones de pies cúbicos por día
(MMCF/D) moviendo seis lugares decimales a la izquierda.
Asegúrese de
especificar las unidades.
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4.0 MEDICIONES DE FLUIDO, LÍQUIDO.
4.1 Mediciones a Fluido: Líquido.
La información obtenida de una prueba de producción se usa para evaluar el
funcionamiento del pozo. La información es básicamente presiones, temperaturas,
ratas y composición de efluentes de pozo producidos. La información es la esencia
de la prueba. El ensamble del equipo, el control del flujo, el desperdicio de
productos valiosos del reservorio, la inevitable polución resultante, suministros,
trabajo y costos son llevados a cabo solamente para hacer posible la recolección de
la información del desempeño del flujo. El equipo debe funcionar adecuadamente y
las operaciones se deben llevar a cabo de forma segura con el objetivo primario de
que la prueba que se hace obtenga y registre información confiable a intervalos
regulares de tiempo.
Para hacer esto, debemos estar seguros que todos los instrumentos de medida
están conectados adecuadamente y calibrados. Los recorridos de observación y la
información registrada se deben llevar a cabo deliberadamente, a tiempo, sin
apresuramiento, y todas las observaciones adicionales oportunas se deben registrar
clara y brevemente en los apuntes. A medida que la prueba progresa, el
especialista revisa la información acumulada, con la utilización de gráficas y cálculos
preliminares, para valorar el desempeño del pozo y ayudar a detectar indicaciones
tempranas de posibles dificultades con el equipo de prueba o el pozo.
Lo siguiente se debe apuntar en el reporte de prueba a tiempos apropiados o
revisados frecuentemente para operación adecuada del equipo de prueba.
Mediciones arriba del choke
Presiones de Fondo del Pozo
Presiones del Cabezal
Presión del Revestimiento
Temperatura del Fondo
Temperatura del Cabezal
ESD (emergency shut-down) supply pressure
Rata de Inyección de Químicos (si aplica.)
Tamaño de los Chokes
Tamaños del Cabezal del Choke.
Tamaños del Manifold del Choke.
Tamaños del calentador del Choke.
Mediciones Post Choke
Presión adelante (downstream)
Temperatura (downstream)
Sedimento Básico y Agua “Basic sediment and water (BS&W)”
Pesos del Lodo
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Viscosidad del Líquido
Temperatura del Calentador
Mediciones del Fluído
Rata del Flujo del Gas
Presión Estática del Separador.
Presión Diferencial
Temperatura de Corrida del Medidor de Gas
Gravedad del Gas
Tamaño de la Placa de Orificio
Gas meter run size
Contenido de Sulfuro de Hidrógeno en el Gas (si está presente)
Presión y Temperatura Atmosférica
Crudo y/o rata de condensado
Lecturas del medidor de crudo
Crudo y/o gravedad del condensado
Oil meter run temperature
Encogimiento
BS&W en el Crudo
Lecturas del Tanque de Crudo
Rata de Agua
Lecturas del medidor de agua
Salinidad del agua
Acidez del agua, alcalinidad.
Lecturas del tanque de agua.
Gas / condensado / crudo / muestras de agua tomadas para análisis.
Suministro de Presiones del Quemador de Crudo
Suministro de Crudo
Suministro de Aire
Suministro de Agua
Suministro de Gas para el encendedor
Comentarios
Acontecimiento de cualquier cosa pertinente para probar.
Cambios de procedimientos de la prueba
Estimados de la rata
Mal funcionamiento del Equipo
Asuntos de seguridad
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4.2 PRUEBAS AL EFLUENTE DEL POZO.
Cada una de las siguientes mediciones se debe realizar por lo menos dos veces
durante cada medida del choke, y posiblemente más, dependiendo de los requisitos
del cliente.
Crudo
Encogimiento
Peso Específico (A.P.I. gravedad)
Agua
Salinidad
Peso Específico
Gas
Peso Específico
H2S, CO2, etc. (si aplica)
4.2. A. Determinación de encogimiento:
Medición del Encogimiento con el Probador de Encogimiento:
Se suministra un diagrama (figura 4.1) del probador de encogimiento. Funciona
como sigue:
Cierre la válvula de entrada del líquido.
Abra la válvula de desangre del líquido.
Cierre la válvula de descompresión del Gas.
Abra lentamente la válvula de entrada de gas, purgue el probador de
encogimiento permitiendo que el gas fluya por la válvula de desangre
del crudo.
92
FIG. 4.1: DIAGRAMA DEL PROBADOR DE ENCOGIMIENTO.
Cierre la válvula de desangre del crudo y permita que el probador de encogimiento
alcance la presión del separador.
Abra la válvula de ingreso del crudo y permita que el nivel del crudo llegue a cero en
la escala graduada.
Cierre las válvulas de ingreso del crudo y el gas.
Registre la presión y temperatura del probador.
Permita que el probador se descomprima abriendo la válvula de descompresión
(este debe tener un orificio calibrado de 1/64th en la válvula).
Déjela 30 minutos que se descomprima.
Lea el porcentaje y la temperatura de encogimiento.
Cierre la válvula de descompresión y drene el crudo.
Prueba de Medidor y Medición del Encogimiento en el Tanque
Debe tomarse por lo menos una vez durante cada rata de flujo donde las
condiciones lo permitan.
Desvié el flujo al tanque.
Permita golpe a la válvula de descarga del crudo para estabilizar.
Simultáneamente tome las lecturas iniciales del tanque y el medidor.
Espere (permita volumen suficiente para reducir significativamente cualquier error
volumen más alto – error más pequeño. Apunto la temperatura de corrida del
medidor del crudo.
En el momento exacto de finalizar, tome la lectura final del medidor.
Simultáneamente haga funcionar la válvula bypass del tanque para dirigir el crudo al
otro compartimiento del tanque o el quemador.
Espere hasta que la superficie del líquido en el tanque se calme y no haya espuma
i.e. hasta que el líquido se haya desgasificado completamente. Tome el nivel final
del tanque.
Tome la temperatura media del tanque. Si es necesario, tome una muestra par
medir gravedad.
Factor de Corrección del Medidor = Final del Tanque – Volumen Inicial x
K(tanque)/Final del Medidor – Volumen Inicial x K (Medidor).
NOTA: LO ANTERIOR APLICA A UN TANQUE EN PRUEBA ATMOSFÉRICA Y EL FACTOR DEL
MEDIDOR CALCULADO EN ESTA FORMA INCLUIRÁ ENCOGIMIENTO.
NOTA: UN RECIPIENTE PRESURIZADO DEBE SER DESPRESURIZADO A UNA PRESIÓN
ATMOSFÉRICA PARA CALIBRAR LOS MEDIDORES EXACTAMENTE.
93
FIG. 4.2: HIDRÓMETRO CON TERMÓMETRO.
Determinación de la Gravedad API: Los Hidrómetros se usan para medir la
gravedad API del crudo y el condensado producidos. Muchos hidrómetros incluyen
un termómetro (figura 4.2), para registrar la temperatura de fluido en el momento en
que se mide la gravedad. Esta temperatura es necesaria para corregir la gravedad
del crudo a una gravedad API a un estándar de temperatura de 60ºF. Los
hidrómetros también pueden medir el peso específico del agua y a su turno el
porcentaje aproximado de la saturación de sal.
Los hidrómetros están disponibles en rangos de –1 a 101º API y 650 a 2.000 de
peso específico.
Procedimiento: La muestra a ser probada para gravedad es vertida, sin salpicar en
un cilindro graduado, claro y limpio. Esto para evitar la formación de burbujas de
aire y reducir al mínimo la evaporación en los aceites ligeros. El cilindro debe ser
colocado en una posición vertical en un sitio libre de corrientes de aire.
El hidrómetro es bajado cuidadosamente dentro de la muestra a un nivel dos
divisiones abajo de la escala más pequeña a la cual flotará y luego se liberará.
Cuando venga a apoyarse, flotando libremente retirado de las paredes y el fondo del
cilindro, la gravedad se lee en el punto de la superficie donde la muestra corta la
escala del hidrómetro. La lectura obtenida es corregida por una resta arbitraria de
0.1ºAPI.
El termómetro se lee aproximadamente al mismo tiempo que el hidrómetro y la
temperatura determinada lo más cerca de 1ºF.
La gravedad observada y la temperatura obtenida observada son corregidas a la
gravedad API a 60ºF. Hay tablas disponibles para la corrección necesaria.
94
Determinación de BS&W: Una centrífuga usa movimiento rotativo para aplicar
fuerzas centrífugas a una muestra de producción de pozo para determinar su
contenido de sedimento básico y agua “BS&W”. Una centrífuga separa la muestra en
niveles de sólidos, agua y aceite cada grupo representa un porcentaje del total. Se
pueden aplicar varios químicos para facilitar esta operación cuando se encuentran
crudos o emulsiones pesadas. También el calentamiento de la muestra puede
ayudar en la separación.
La centrífuga ayuda a evaluar la efectividad de la operación de limpieza del pozo,
determinar la eficiencia del aceite y la separación de H2O, midiendo con precisión, y
verificando los barriles de tanque de almacenamiento por crudo producidos.
FIG. 4.3: CENTRÍFUGA PARA PRUEBA BS&W.
Las muestras para BS&W se pueden tomar antes de la separación (choke manifold,
cabezal de datos, etc.) o post-separación (línea de aceite, tanque, etc.). La muestra
antes de la separación es usualmente determinante del grado de limpieza obtenida y
en post-separación será utilizada para ajustar las ratas. Los valores pre y post
separación pueden ser significativamente diferentes. El operador debe entender el
uso correcto de los porcentajes para que los datos de rata no se alteren
incorrectamente.
Hay tres tipos de centrífugas disponibles:
1) manual,
2) eléctrica y
3) aire.
Las centrífugas eléctricas pueden tomar un baño caliente. Hay varios tamaños
posibles de tubos graduados para centrífuga dependiendo del aparato.
95
Procedimiento
NOTA: SE DEBE UTILIZAR CORRECTO PPE TODO EL TIEMPO, I.E. GUANTES, GAFAS DE
SEGURIDAD, ETC.
Coloque el balde de la muestra debajo del punto de muestra, abra las válvulas
requeridas y establezca el flujo.
Una vez convencido que los fluidos viejos fueron retirados y existe flujo de fluidos
actuales, coloque el tubo de muestro limpio debajo del flujo.
Tome la muestra en un solo intento para máximo exactitud.
Registre el volumen de la muestra y los aumentos en el tubo.
A) Si la muestra se separa con facilidad, colóquela en la centrífuga y
déjela girar por 3 minutos aproximadamente.
Si la muestra no usa el 100% del volumen del tubo, se debe utilizar el siguiente
método para conseguir porcentajes adecuados de BS&W.
Ejemplo: Si la capacidad del tubo es de 100 ml y el volumen de la muestra es 70 ml.
100 ml volumen del tubo / 70 ml muestra = 1.428
Multiplicar cada % de BS&W por 1.428 para obtener porcentajes correctos.
B) Si la muestra no se separa fácilmente, siga los procedimientos
adicionales.
Conseguir 50 % del volumen del tubo con la muestra del fluido. Llenar 50% del
volumen de un tubo de centrífuga limpio con un solvente (tolueno, benceno, varsol).
Adicione tres (3) gotas de Tret-O-Lite y agite el tuvo hasta que el solvente y el TretO-Lite estén bien mezclados. Agite vigorosamente el recipiente de la muestra y
vierta el 50% adicional del crudo en el tubo de centrífuga que contiene los químicos.
Agite el tubo de centrífuga a fondo. Caliente la muestra a 140ºF.
Centrifugue por aproximadamente 3 minutos.
Lea el contenido de BS&W al más cercano 0.05ml y multiplique por 2 (cuando use
un tubo aumentado al 100%) o multiplique por 1 (cuando use un tubo aumentado un
200%) para obtener el porcentaje apropiado.
NOTA: ASEGÚRESE DE REGISTRAR LA MEDICIÓN DE BS&W EN LA COLUMNA ADECUADA
DEL REPORTE PARA EVITAR CONFUSIÓN ENTRE LAS MEDICIONES BS&W PRESEPARADOR Y LA MEDICIÓN BS&W DEL CRUDO DEL SEPARADOR.
96
Determinación de Salinidad: La salinidad del agua se puede determinar ya sea
mediante un medidor de resistividad, un kit de salinidad usando un método de
valoración, refractómetro o un hidrómetro para peso específico.
Medidor de Resistividad: La determinación de la resistividad es esencialmente la
medición de la resistencia a fluir de la corriente eléctrica a través de una
configuración conocida de una muestra.
La resistencia medida es convertida a resistividad mediante el uso de una célula
constante. La célula constante es fijada por la configuración de la muestra y se
determina por calibración con soluciones estándar de resistividad conocida. La
resistividad se expresa en ohm-metros, la cual cuando es llevada a una gráfica para
soluciones de NaCl, da una lectura precisa. En general entre más baja la resistencia
más alto el contenido de salinidad y viceversa. Para todos los medidores de
resistividad se deben seguir las instrucciones de los fabricantes para fuentes de
corriente, calibración, medición y cálculo.
Refractómetro: Un refractómetro es un instrumento pequeño manual (figura 4.4),
utilizado para medir la cantidad de NaCl disuelta en una muestra de agua. El
instrumento está compuesto por una pieza enfocable, prisma refractante, escala
interna y ajuste al cero.
FIG. 4.4: REFRACTÓMETRO.
Procedimiento
Aplique una pequeña muestra de agua destilada al extremo del prisma del
refractómetro. Cierre la tapa. Mientras observa hacia una fuente de luz, use la llave
para ajustar el cero y alinear la línea de la base con la escala del 0.
Aplique una pequeña muestra del agua producida al extremo del prisma del
refractómetro. Cierre la tapa. Mientras observa hacia una fuente de luz, determine
el punto en la escala en el que ocurre el cambio de color.
Utilice la tabla de calibración del refractómetro, determine el contenido de NaCl.
Para determinar el contenido de cloruro divida por 1.65.
Determinación de Lodo, Densidad del Agua: Principalmente se utiliza durante las
operaciones de limpieza, la escala de lodo suministra un medio de determinar la
97
densidad de un lodo o del agua. La escala normal disponible utilizada para 8-18
libras por galón de fluido.
El procedimiento es simple y consiste en llenar el recipiente de la escala con la
muestra líquida y volver a tapar permitiendo que algo de la muestra se elimine por el
orificio. Después de limpiar el exterior del recipiente coloque la escala sobre el
soporte de la base de fulcro.
Mueva el RIDER hasta que la escala queda en balance, determinado por el nivel de
SPIRIT. Leal la densidad en el extremo del RIDER lo más cerca al FULCRO.
Determinación de la Viscosidad del Líquido: El medio más común de determinar
la viscosidad de un lodo (resistencia a fluir) en una locación en campo es el Embudo
Marsh (figura 4.5). El embudo tiene 6” de diámetro en la parte superior y 12” de
longitud. Un tamiz de malla ajustado horizontalmente a la mitad del borde superior
retira material extraño del lodo que se va a probar.
FIG. 4.5: EMBUDO MARSH
Procedimiento: Con un dedo tapando la salida inferior, vierta la muestra a través de
la parte superior del tamiz hasta que el nivel alcance el lado debajo del tamiz. Retire
el dedo inmediatamente de la salida y mida la cantidad de segundos para un cuarto
de galón de muestra que ha corrido. Reporte la viscosidad del embudo en
segundos.
NOTA: EL TIEMPO PARA UN CUARTO DE GALÓN DE AGUA FRESCA LIMPIA A 70ºF ES 26
(+.5) SEGUNDOS.
Determinación de las Gravedades del Gas: El peso específico del gas del
separador está determinado por el método de gravitometría RANAREX (figura 4.6).
El instrumento opera bajo el principio de que la energía cinética del gas es
comparada con la energía cinética del choque del aire sobre motores rotadores de
contador. La unidad tiene una escala de medida de peso específico para gas liviano
de 0.52 – 1.03 y para gas pesado 0.970 – 1.900.
Para HRS se requiere la utilización de un gas “como es” para comparación de aire
98
seco. Deseamos determinar el peso específico comparando el gas que está siendo
medido en su estado natural con un aire a condiciones estándar. Se alcanzará una
rata de flujo del gas más exacta si se conoce el peso específico del gas en cuestión.
Procedimiento: Los cristales de sílica gel utilizado en el secador de aire deben estar
en un estado activo (azul profundo). Si los cristales son rosados ellos deben secarse
en un horno a 250ºF por dos horas o hasta que vuelva el color azul oscuro. Revise
que el señalizador y el botón del seguro estén en la posición “lock”. Coloque el
selector de la válvula en la posición “O”.
El instrumento debe estar conectado a 110 volt 60 Hz or con un inversor a una
fuente de 12 volts y operado en aire solamente (selector en Ajuste “O”) por al menos
cinco minutos antes de llevar a cabo la determinación del peso específico.
FIG. 4.6: GRAVITÓMETRO RANAREX.
Desasegure el señalizador y revise la posición del cero (1.000 SG) en el inicio y final
del período de calentamiento.
Si la gravedad del gas se conoce que es menos de 1.0, el gas pasará a la cámara
superior y el aire de referencia en la cámara inferior. Si la gravedad del gas se sabe
que es arriba de 1.0 el gas pasará a la cámara inferior y el aire de referencia en la
cámara superior. Si no se conoce que la gravedad del gas esté arriba o debajo de
1.0, se puede determinar el paso del gas en cualquier vía y se mira la escala del
indicador para el movimiento apropiado. Generalmente la selección “LG” (cámara
superior) será aceptable para muchas de las aplicaciones.
Conecte una manguera de desfogue del gas a una salida apropiada. Esto es
especialmente importante cuando se trabaja con H2S o espacios confinados.
Presentación de la muestra de Gas: Conecte la maguera de gas a la entrada del
flujómetro. Gire el selector de la válvula a la posición "LG" o "HG". Ajuste la válvula
de flujo de entrada para que la flotación suba a aproximar el peso específico del gas.
Con el instrumento en operación el flujo de gas de la fuente debe ser
aproximadamente 12 CF/Hora en una presión que no exceda 15 psig. (pero
99
difícilmente es perceptible al oído, el flujo de ¼” de tubería de caucho produce una
rata de flujo ideal).
Permita que el instrumento opere con este gas por 20-30 segundos o hasta que el
señalizador alcance una lectura estable.
Lea el peso específico en la escala inferior (roja) cuando el gas ha ingresado a la
entrada “LG” y lea en la escala superior (negra) cuando el gas ingreso a la entrada
“HG”. Note que la gravedad disminuye de derecha a izquierda en la escala roja y de
izquierda a derecha en la escala negra.
Purga del Instrumento con Aire Fresco: Cuando la determinación del peso
específico es completa, apague la fuente de flujo de gas, desconecte la manguera
de muestra del gas, gire al ajuste “O” la válvula del selector de entrada, y permita
que el instrumento se purgue libre de gas hasta que el señalizador regrese a 1.000.
Esto previene de la corrosión y deja el instrumento listo para la siguiente prueba.
Determinación del Contenido de Sulfuro de Hidrógeno: Se puede utilizar tres clases
de detectores de H2S durante una prueba de pozo.
Kit para H2S en Líquidos. Este proceso usa un kit que contiene papel de acetato
de plomo, un antiespumante, Alka-Seltzer y acido sulfúrico para determinar el
contenido de H2S en agua o lodo. El papel de prueba es colocado en la muestra y
se adiciona el antiespumante, el ácido sulfúrico y una tableta de Alka-Seltzer. Una
vez la tableta se ha disuelto, el papel de prueba se retira y su decoloración se revisa
contra una tabla suministrada para determinar el nivel de H2S.
Bombas Manuales. Este proceso utiliza una bomba manual de vacío
(Bendix/Gastec, Draeger) para medir el contenido de H2S en un gas. Para operar,
simplemente BREAK OFF THE TIPS de un tubo detector fresco, inserte el tubo en la
bomba y hale un volumen fijo de gas. El medio de absorción en el tubo
inmediatamente hará reaccionar el gas siendo analizado, produciendo una mancha
de color constante la cual variará en longitud de acuerdo con la concentración que
se está midiendo. La decoloración es revisada contra una escala de ppm o
porcentaje en el tubo. Utilizando diferentes tubos de reactivos las unidades pueden
ser usadas para medir varios tipos de gas (CO2, SO2, etc.).
Tutweiler: El Tutweiler (figura 4.7), aplica un método de valoración utilizando
soluciones de almidón y yodo para determinar el contenido de H2S en un gas. Este
proceso purifica la muestra de gas, permitiendo que el volumen de H2S se mida con
precisión. El Tutweiler está compuesto por:
Bureta de Tutweiler marcada a 100 y 110 ml, con una Cámara (D) de yodo de 10 ml
graduada en divisiones de 0.01 ml.
Botella de Nivel, capacidad de 250 ml
Solución de Yodo, 0.10N
Indicador de Almidón (hecha por disolución de 2.5 grs. de almidón en 1.0 litro de
agua destilada hervida).
100
Procedimiento: Llene el cilindro graduado (D) en el tope de la bureta con solución
de Yodo 0.01N. Asegúrese que el receptáculo central de la llave (B) que dirige a la
bureta se llene con Yodo . Registre la lectura.
Llene la botella de nivelación con solución de almidón y conecte al fondo de la
bureta. Abra la llave inferior (C) y levante la botella de nivelación para llenar la
bureta con solución de almidón. Cierre la llave (C) en el fondo de la bureta.
Nivele el tubo de muestra de gas con
gas y sujételo a la entrada de la bureta
(A). Abra la llave (C) inferior, baje la
botella niveladora y llene la bureta con
100 ml de la muestra de gas. Cierre las
llaves superior (B) e inferior (C) y
desconecte la fuente de la muestra.
Abra la llave inferior (C) y suba el nivel
de la solución de almidón a la marca de
100 ml en la bureta, cierre la llave inferior
(C).
Abra la llave superior (B)
momentáneamente
para
llevar
la
muestra de gas a la presión atmosférica.
Abra la llave inferior (C) y baje el nivel
del almidón a la marca de 100 ml en la
bureta para colocar la muestra de gas
bajo un vacío parcial. Cierre la llave
inferior (C) y desconecte la botella de
nivelación y desconecte la botella de
nivelación de la bureta.
Introduzca pequeñas cantidades de
Yodo del cilindro graduado y agite
vigorosamente después de cada adición.
Continúe la adición de Yodo una gota a
la vez hasta que la solución de almidón
asuma un color azul permanente.
FIG. 4.7: TUTWEILER BURET.
Registre el volumen de yodo utilizado para la titulación. Registre la presión
barométrica y temperatura ambiente para la titulación realizada.
Si se requiere un análisis extremadamente preciso puede ser aconsejable volver a
titular la solución de almidón para un punto final de color claro con tiosulfito de sodio
0.01N.
101
DATOS DE CAMPO
Tiempo. Día y Hora. Registre la fecha y la hora de cada lectura. – para el tiempo
utilice horario de 24 horas.
Hora de Flujo o Cierre. Acostumbre a registrar el tiempo real del flujo o del cierre en
horas.
Cabezal de Datos. Temperatura del Cabezal. Temperatura de la corriente de flujo
medida corriente arriba de cualquier choke.
Presión de la Tubería. Presión de superficie del pozo medida corriente arriba de
cualquier choke.
Presión del Revestimiento. La presión del anular del revestimiento registrada con la
misma frecuencia que la presión de la tubería.
Choke del Calentador. Un registro de los tamaños de choke utilizados en el
calentador durante la prueba. Normalmente registrado en incrementos de 64avos de
pulgada.
Choke Manifold. Un registro de los tamaños de choke utilizados en el manifold
durante la prueba. La notación se debe hacer del tipo (positivo o ajustable) y de la
hora exacta que ocurrió cualquier cambio.
Datos del Fondo. BHP con/ profundidad. Un registro de las presiones de fondo
durante la prueba obtenido de una cierta profundidad en el pozo, usualmente cerca
de las perforaciones.
BHT con/ profundidad. Un registro de las temperaturas del fondo durante la prueba,
obtenido de una cierta profundidad en el pozo, usualmente cerca de las
perforaciones.
Medición del Gas. Tamaño del Orificio. Los tamaños de las placas de orificio
utilizadas durante el curso de la prueba. Asegúrese que el tamaño sea registrado
con precisión, de lo contrario se presentarán inexactitudes en la rata de gas.
Presión Estática. Un registro de las presiones en la corrida del medidor de gas del
separador debajo de la placa de orificio.
Temperatura. Esta columna es para registrar la temperatura del gas abajo del
orificio en la corrida del medidor de gas.
Presión diferencial. La diferencia de presión medida transversal a la placa de orificio
en unidades de pulgadas de agua.
Gravedad del Gas. Un registro de la gravedad del gas comparada con el aire con un
peso específico de 1. Usualmente medida con un Ranarex, su frecuencia
dependerá de las condiciones de la operación.
%N2, %H2S, %CO2. Los porcentajes de constituyentes no-hidrocarburos que serán
descontados de las ratas de gas calculadas.
Las mediciones son típicamente determinadas por los tubos Draeger o dispositivos
similares.
102
Medición de Crudo o Condensado.
Tanque #1. Usado para registrar las lectura del crudo primario o condensado del
tanque. El encabezado debe registrar si se trata de barriles o pulgadas. Es
extremadamente importante que estas lecturas sean tomadas a intervalos exactos
de tiempo o de lo contrario se presentarán errores significativos.
Tanque #2 Tank. Usado para registrar las lecturas de crudo secundario o
condensado del tanque. El encabezado debe registrar si se trata de barriles o
pulgadas. Es extremadamente importante que estas lecturas sean tomadas a
intervalos exactos de tiempo o de lo contrario se presentarán errores significativos.
Temperatura del Crudo #1/#2. Esta columna es usada para registrar las
temperaturas del crudo medidas en puntos de medición de volumen. Para lecturas
de medidor, la temperatura se debe obtener de la corrida del medidor de crudo y no
del recipiente del separador o la corrida del medidor de gas. Para lecturas de
tanque, las temperaturas debe ser un promedio de la temperatura del tanque
obtenida durante el almacenamiento en el tanque.
Gravedad del Crudo. Esta columna es usada para registrar la gravedad API medida
corregida a 60ºF. Si la gravedad no es corregida con un hidrómetro a 60ºF en el
momento de la medición, se debe registrar la temperatura de la muestra.
Lectura del Medidor. Usado para registrar las lecturas desde el crudo primario o
medidor del condensado. La columna es un total de corridas de barriles siendo
registrados por el medidor. Es extremadamente importante que estas lecturas sean
tomadas a intervalos de tiempo exactos o de lo contrario ocurrirán errores
significativos.
Wf. Factor de Desgaste es 1-encogimiento. Encogimiento es la cantidad de
reducción de volumen causado por cambios en temperatura y presión desde las
condiciones del separador a las condiciones finales del tanque de almacenamiento.
El factor de Desgaste es la cantidad de remanente del crudo después de ocurrir el
encogimiento.
Ejemplo: Después de usar un probador de encogimiento, se determinó que el
encogimiento es del 8%. El factor de desgaste es por tanto .92.
Wf = 1 – encogimiento; W f = 1 - 0.08; Wf = 0.92
BS&W. “Basic sediment and water” – Sedimento Básico y Agua, es medido por
centrifugación de la muestra de crudo que se está midiendo y determinando la
cantidad de sedimento y agua como porcentaje. El BS&W del crudo no se debe
confundir con el BS&W de la limpieza obtenido antes de la separación, normalmente
en el cabezal de datos o choke manifold. Cada uno se debe registrar en el lugar
apropiado.
103
Medición de Agua.
Tanque #1. Usado para registrar las lecturas a partir del agua primaria del tanque. El
encabezado debe registrar si se trata de barriles o pulgadas. Es extremadamente
importante que estas lecturas sean tomadas a intervalos exactos de tiempo o de lo
contrario se presentarán errores significativos.
Tanque #2. Usado para registrar las lecturas a partir del agua secundario del tanque.
El encabezado debe registrar si se trata de barriles o pulgadas. Es extremadamente
importante que estas lecturas sean tomadas a intervalos exactos de tiempo o de lo
contrario se presentarán errores significativos.
Salinidad. Un registro de la salinidad del agua producida indicando el grado de
formación del agua actual. El valor es obtenido por titulación resistividad,
refractómetro o método de hidrómetro.
Lectura del Medidor. Usado para registrar las lecturas desde el medidor del agua
primaria. La columna es una corrida total de los barriles que están siendo registrados
por el medidor. Es extremadamente importante que estas lecturas sean tomadas a
intervalos exactos de tiempo o de lo contrario se presentarán errores significativos.
Ya que la temperatura tiene un efecto mínimo en la expansión térmica del agua, la
temperatura del agua no se necesita.
4.3 PROPORCIONES CORREGIDAS PARA EL CRUDO
Existen dos formas para el cálculo del gasto corregido para el crudo, ya que la
ubicación de la medición del crudo tendrá diferentes factores involucrados. Si la
medición ocurre en los medidores de crudo, se debe incluir un factor de medidor y un
factor de encogimiento. Si la medición ocurre en los tanques entonces el factor de
medidor/encogimiento ya ha sido incluido en la lectura del volumen y no son
necesarios más ajustes para esos factores.
Mediciones con Medidor
Volumen por incrementos del medidor. Volumen por medidor(es) desde la última
lectura (Vm) es la cantidad registrada de crudo vaciado a presión y temperatura del
separador para un período entre lecturas sucesivas de medidor. Este volumen
entonces tiene que ser corregido para dar el volumen real a las condiciones del
tanque de almacenamiento y finalmente un gasto diario de producción.
Factor de Medidor (M): El factor de medidor corrige para la diferencia entre el
volumen real pasado a través y la lectura indicada por el medidor. El factor puede
ser obtenido por calibración desde fábrica o medidor o probando el medidor antes de
la prueba vaciando una cantidad conocida de agua a través del medidor y haciendo
una comparación.
Ejemplo: 100 barriles de agua bombeados a través del medidor, la lectura del
medidor (final – inicial) indicó un incremento de 99 barriles. El factor de medidor (M)
sería 1.01y sería multiplicado por las veces de cada lectura durante la prueba.
104
M = volumen del tanque / lectura del medidor
M = 100 BBLS / 99 BBLS
M = 1.01
Si los medidores son probados durante el curso de a prueba utilizando un tanque no
presurizado, el factor obtenido es una combinación del factor de medidor (M) y de
desgaste (W f) o simplemente un factor de corrección (Cf).
Factor de Corrección (Cf)
El factor de corrección cuenta para error de medidor (M) y factor de desgaste (1 –
encogimiento) por la ecuación Cf = M x Wf. Típicamente, el factor de corrección se
alcanza cuando se prueban los medidores durante la prueba monitoreando
simultáneamente el medidor y los volúmenes de los tanques no presurizados. Se
puede calcular un factor de corrección de la siguiente forma :
Cf =
[(Final – barriles iniciales) Lectura del Tanque x K(corregida 60oF)] /
[(Final – barriles iniciales) Lectura del Medidor x K(corregida a 60oF)]
Ejemplo:
[(103 - 11) Barriles @ 60oF en tanque] /
[(263 - 163) Barriles @ 60oF en el medidor]
Cf = 92 / 100 BBLS = .92
Ya que el flujo de crudo en el tanque durante la prueba tendría gas fugándose, el
volumen del tanque medido tendría el encogimiento ya incluido. Asegúrese que por
error no se reaplique el valor de encogimiento.
El encogimiento puede ser fácilmente medido en el campo por medio de un probador
de encogimiento. Para obtener un factor de medidor correcto el encogimiento se
puede extraer del factor de corrección.
Ejemplo: Después de probar el medidor con un tanque en el ejemplo anterior, se
utilizó un probador de encogimiento para determinar la cantidad del encogimiento.
La lectura indicó 9% de encogimiento ó 0.91 W f. Esto significa que el factor de
medidor (M) es igual a 1.011.
Cf = M x W f
0.92 = M x 0.91
0.92/0.91 = M = 1.011
Factor K: Este factor corrige los cambios de volumen causados por cambios de
temperatura por encima o por debajo de la temperatura designada como
temperatura estándar, normalmente 60ºF. La temperatura usada para hacer la
corrección es la tomada del medidor de crudo.
Antes de tener el valor de K, se debe determinar primero el valor de la Gravedad API
corregida a 60ºF. Una vez conseguido el valor, el factor K se puede localizar entre el
grupo API apropiado y la temperatura observada. Podrían ocurrir errores si
inadvertidamente se toma la temperatura del hidrómetro y se utiliza en cambio de la
temperatura de corrida del medidor de crudo.
105
(1 - BSW/100): Este factor es un medio de convertir el porcentaje de BS&W a un noBS&W o factor de crudo remanente.
Ejemplo: Después de haber centrifugado una muestra de crudo obtenida de la línea
de descargue del crudo, se midió un BS&W de 2%. El factor de crudo remanente es
0.98.
(1 - BSW/100) = (1 - 2/100) = (1 - 0.02) = 0.98
Por lo tanto, multiplicando los volúmenes medidos .98 veces se descontaría el agua
y los sedimentos.
Volumen Corregido (Vo): Este volumen es el volumen de crudo del tanque de
almacenamiento en condiciones estándar producido en el intervalo de tiempo entre
lecturas sucesivas del medidor. Se consigue multiplicando los factores varios las
veces por cada el otro.
Vo = Vm Cf K (1 - BSW/100)
Gasto de flujo de crudo corregido (Qo): Esta rata corregida se consigue
convirtiendo el volumen de crudo corregido (Vo) a una rata diaria de STO BPD (stock
tank oil barrels per day) barriles diarios de crudo en el tanque de almacenamiento
usando un factor de multiplicación apropiado.
Un volumen corregido (Vo) producido en “x” minutos requerirá un factor de
multiplicación “y” para determinar una rata diaria. El factor es igual a (24 x 60) / x.
X
15
30
60
120
Y
96
48
24
12
Mediciones del Tanque
Aumento en las lecturas del tanque: Se puede registrar una columna de referencia a
partir de la cual el número de pulgadas aumenta entre lecturas sucesivas al tanque.
Sabiendo el aumento de profundidad y un factor de tanque apropiado (BBLS/pulg),
se puede calcular un volumen de tanque representativo desde la última lectura (V t).
Aumento de Volumen (Vt): El volumen de crudo medido en el tanque a la
temperatura del tanque desde la última lectura.
106
Factor K. Este factor corrige los cambios de volumen causados por cambios de
temperatura por arriba o por debajo de la temperatura designada como temperatura
estándar, usualmente 60ºF. La temperatura usada para hacer la corrección es
medida durante el TANK STRAPPING. Si la temperatura varía a niveles diferentes,
que un promedio.
Antes de localizar el valor K, primero se debe determinar la gravedad API corregida
a 60ºF. Una vez esta se tiene esta, el factor K se puede localizar entre el grupo
apropiado API a la temperatura observada. Se presentarán errores si la temperatura
del hidrómetro se ha tomado erróneamente y utilizado en cambio de la temperatura
del tanque.
107
(1 - BSW/100): Este factor es un medio de convertir el porcentaje de BS&W a un noBS&W o factor de crudo remanente.
Volumen Corregido (Vo): Este volumen es el volumen del crudo del tanque de
almacenamiento en condiciones estándar producido durante el intervalo de tiempo
entre lecturas sucesivas al tanque. Se consigue multiplicando los varios factores las
veces por el otro.
Vo = Vt K (1 - BSW/100)
Gasto de flujo de crudo corregido (Qo): Esta rata corregida se consigue
convirtiendo el volumen de crudo corregido (Vo) a una rata diaria STO BPD (stock
tank oil barrels per day) barriles diarios de crudo en el tanque de almacenamiento
usando un factor de multiplicación apropiado.
Un volumen corregido (Vo) producido en “x” minutos requerirá un factor de
multiplicación “y” para determinar una rata diaria. El factor es igual a (24 x 60) / x.
X
15
30
60
120
Y
96
48
24
12
Gasto del Agua: Ya que el agua virtualmente no se afecta por los cambios de
expansión térmica y encogimiento, las lecturas de volumen de agua no requieren los
mismos factores de corrección que el crudo. Un factor de corrección del medido (M)
se puede necesitar si el medidor del agua está registrando error y las lecturas del
tanque no se están utilizando para medir los volúmenes producidos.
Gasto de Flujo del Agua (Qw): Esta rata se consigue convirtiendo el volumen del
agua (Vw) desde la lectura previa a una rata diaria (BPD) utilizando un factor de
multiplicación apropiado.
Un volumen de agua (Vw) producida en ‘x’ minutos requerirá un factor de
multiplicación “y” para determinar una rata diaria. El factor es igual (24 x 60) / x.
X
15
30
60
120
Y
96
48
24
12
108
Proporciones: Las proporciones son un medio conveniente para observar las
tendencias de una capacidad de producción y el potencial de un pozo. Ellos son los
indicadores primarios de los cambios de fase que ocurren en el reservorio o en
superficie. Las proporciones se determinan comprando los volúmenes producidos
por volúmenes producidos o ratas por ratas. Las posibles proporciones incluyen:
GOR
OGR
WOR
OWR
GWR
WGR
GLR
LGR
Rata Gas (SCF/D) / Rata de Crudo (BPD)
Rata de Crudo (BPD) / Rata de Gas (SCF/D)
Rata de Agua (BPD) / Rata de Crudo (BPD)
Rata de Crudo (BPD) / Rata de Agua(BPD)
Rata de Gas (SCF/D) / Rata de Agua (BPD)
Rata de Agua (BPD) / Rata de Gas (SCF/D)
Rata de Gas (SCF/D) / Crudo + Rata de Agua (BPD)
Crudo + Rata de Agua (BPD) / Rata de Gas (SCF/D)
NOTA: LAS UNIDADES UTILIZADAS PARA PROPORCIONES (TALES COMO SCF/D, MSCF/D Ó
MMSCF/D) DAN UNA RESPUESTA SIGNIFICATIVA.
EJEMPLO: SUPONGA QUE LAS RATAS DE PRUEBA INVOLUCRADAS PRODUCIDAS A GOR
DE 123,003 SCF POR BARRIL DE CRUDO. UN MEJOR INDICADOR SERÍA CAMBIANDO A
MSCF/D POR BPD DE CRUDO, RESULTANDO UN GOR DE 123 MSCF/BBL. LAS UNIDADES
QUE SEAN UTILIZADAS DEBEN ANOTARSE LEGIBLEMENTE EN EL ENCABEZADO DE LA
COLUMNA DEL REPORTE DE PRUEBAS.
Fluidos del Reservorio: La disposición de las moléculas de carbono causará que
los fluidos existan en diferentes formas en superficie a condiciones estándar. Para
muchos es cierto lo siguiente:
Hidrocarburos de C1 a C4 son gases en superficie.
Hidrocarburos de C5 a C17 son líquidos en superficie.
Hidrocarburos de C18+ son clasificados como parafinas pesadas.
El gas natural está compuesto principalmente de moléculas ligeras de metano (CH 4)
con cantidades menores de etano (C2H6), propano (C3H8), y butanos (C4H10).
Aunque el gas natural es gas bajo presión en rocas porosas debajo de la superficie
de la tierra, a menudo está en solución con aceite crudo o condensado. El crudo
líquido está compuesto en su mayoría por componentes más complejos y moléculas
más pesadas. Constituyentes no hidrocarburos incluyen Nitrógeno, Sulfuro de
Hidrógeno, Dióxido de Carbono, Helio, y Vapor de Agua.
Diagramas de Fase: Entendiendo los cambios de fase de los fluidos de
hidrocarburos producidos por cambios en presión y temperatura es una herramienta
importante para vigilar las condiciones del pozo y preparar el muestreo. Los cambios
de fase que ocurren en la superficie y en el reservorio se ocasionan por las
propiedades del fluido, las ratas de producción y las temperaturas de flujo.
Diagrama de Fase para una Sustancia Pura: Un diagrama de Fase es una gráfica
de presión trazada contra temperatura la cual muestra las condiciones bajos las
cuales varias fases de una sustancia pueden estar presentes. Estos diagramas
109
también reciben el nombre de Diagramas Presión-Temperatura.
Línea de Presión de Vapor: La línea TC es conocida como línea de presión de
vapor. Esta línea divida la región donde la sustancia es un gas o un líquido. Los
puntos Presión-Temperatura que caen exactamente sobre la línea indican las
condiciones bajo las cuales existen tanto el gas como el líquido.
Si uno iba a tener una sustancia pura (como propano) en una celda a una presión
de P1 como se muestra en la figura, el propano estaría en fase líquida.
Como se quito el mercurio, la presión disminuirá hasta alcanzar un valor de Pv, la
presión de vapor del propano. En este punto, se empezará a formar una fase
gaseosa a medida que las moléculas dejan el líquido, la presión que ha forzado a las
moléculas a que se junten, se ha reducido de forma tal que esas moléculas con la
energía cinética más alta pueden escapar del líquido y formar una fase gaseosa.
Como la remoción continua del mercurio, el volumen de la fase del gas aumenta y el
volumen del líquido disminuye, sin embargo, la presión permanecerá constante a un
valor de Pv. Una vez la fase líquida desaparece, remoción futura de mercurio
causará un descenso en presión ya que la fase gaseosa remanente se expande.
Eventualmente, la presión alcanzará el punto P2 en el diagrama de fase.
Punto Crítico: El punto marcado C en el diagrama de fase es el límite superior de la
línea de presión del vapor y se llama Punto Crítico. La temperatura y la presión
representadas por este punto son llamadas Temperatura Crítica (Tc) y Presión
Crítica (Pc).
Para una sustancia pura, Tc se define como la temperatura por encima de la cual un
gas no puede licuarse a pesar de la presión aplicada. De forma similar, la Pc de una
sustancia pura está definida como la presión por encima de la cual el líquido y el gas
no pueden coexistir a pesar de la presión.
110
FIG. 4.8: DIAGRAMA DE FASES DE HIDROCARBUROS.
111
Diagramas de Fase para Mezclas Multi-Componentes: Lo anterior no resulta
práctico debido a los reservorios con los que trabajamos. Estos no contienen
solamente un componente de hidrocarburo. Una mezcla de multi-componentes de
Hidrocarburos tendrá un diagrama de fase similar al que se muestra a continuación.
De hecho este diagrama de fase es típico para crudo de bajo encogimiento.
Cuando se consideran mezclas de componentes de Hidrocarburos, la línea de
presión del vapor se convierte en una Línea de Punto de Burbuja y Línea de Punto
de Rocío. El punto de burbuja es el punto en el cual la primeras pocas moléculas
dejan el líquido y forman una pequeña burbuja de gas. El punto de rocío es el punto
al cual solamente una pequeña gota de líquido permanece.
Para una sustancia pura la presión en el punto de burbuja y el punto de rocío son
iguales a la presión de vapor de la sustancia a la temperatura de interés.
Crudo de Bajo Encogimiento: Si la presión y temperatura inicial del reservorio están
en el Punto 2, el crudo está en su punto de burbuja y se dice que está saturado. La
palabra saturado es usado en este sentido para indicar que el crudo contiene tanto
gas disuelto como puede soportar y una reducción en la presión causará la
formación de la fase gaseosa. Si la presión y la temperatura inicial el reservorio
están en el punto 1, el crudo se dice que está insaturado.
3
FIG. 4.9: DIAGRAMA CRUDO BAJO ENCOGIMIENTO.
A medida que el crudo es retirado del reservorio, la presión disminuirá y
eventualmente se alcanzará el Punto 3. En el punto 3, el fluido remanente en el
reservorio está compuesto por 75 mol % líquido y 25 mol % gas.
El punto que indica la presión y temperatura en el separador cae cerca de la línea
del punto de burbuja. Indica 85 mol % del remanente de crudo producido como un
líquido en el separador. Este es un porcentaje medianamente alto, por tanto, este
112
crudo se conoce como un crudo de bajo encogimiento. Este tipo de crudo contiene
más moléculas más grandes que moléculas más pequeñas.
Cuando se producen, los aceites de bajo encogimiento rinden en superficie
usualmente proporciones gas/aceite (GOR) de menos de 500 SCF/STB con
gravedades de crudo de 30º API o menos. El líquido producido usualmente es negro
o de un color profundo.
Crudo de Alto Encogimiento: El Diagrama de Fase para un crudo de alto
encogimiento se muestra a continuación:
Los puntos 1 y 2 en este diagrama tienen el mismo significado que el diagrama para
crudos de bajo encogimiento. Note que a medida que se reduce la presión abajo del
punto de burbuja, se forma una cantidad grande de gas.
Para el momento en que la presión haya alcanzado el punto 3, el reservorio contiene
40 % mol líquido y 60% mol de gas. Aproximadamente el 65% del líquido remanente
en el fluido a condiciones del separador. Este es considerablemente menos líquido
que para el crudo de bajo encogimiento. El crudo de alto encogimiento contiene
relativamente más pocas de las moléculas más pesadas que el crudo de
encogimiento bajo.
1
3
2
FIG. 4.10: DIAGRAMA CRUDO ALTO ENCOGIMIENTO.
Los aceites del tanque de almacenamiento producidos de los reservorios y que
contienen aceites de alto encogimiento son usualmente de colores profundos con
gravedades de menos de 50º API y GOR´s menores de 8000 SCF/STB.
Gas condensado retrogrado: Ocasionalmente la temperatura del reservorio cae
justo sobre la temperatura crítica dando la condición que se muestra en el siguiente
diagrama de fase.
Cerca de 25% molar del fluido producido permanece líquido en la superficie. El
líquido producido de este tipo de mezclas de hidrocarburos se llama un condensado
113
(algunas veces destilado) y el gas se le llama un gas condensado. El líquido formado
en el reservorio es llamado comúnmente un líquido retrogrado.
Cuando las condiciones del reservorio están en el punto 1, existe una fase sencilla
de gas en el reservorio. A medida que la presión en el reservorio disminuye durante
la producción, tiene lugar la condensación retrogrado en el reservorio. Cuaqndo la
presión alcanza el punto 2, se encuentra un punto de rocío y el líquido comienza a
formarse. A medida que disminuye la presión del punto 2 al punto 3, la cantidad de
líquido en el reservorio aumenta.
La máxima cantidad de líquido se presenta a una presión que corresponde al punto
3. Posterior reducción de presión causa que el líquido se vuelva a vapor. Esta
mezcla contendría mas de los hidrocarburos más livianos y mas pocos de los
hidrocarburos más pesados que el crudo de alto encogimiento.
El GOR`s de condensado producido en el reservorio puede alcanzar 70,000
SCF/STB con gravedades de líquido hasta 60º API. El líquido del tanque de
almacenamiento es usualmente agua clara o levemente coloreada. A medida que el
reservorio lo produce, el GOR tiende a amentar debido a la perdida de algunos
componentes pesados del líquido formado en el reservorio.
Gas Húmedo: El diagrama de fase de una mezcla de hidrocarburo que contiene
predominantemente moléculas de hidrocarburos más pequeñas normalmente caerá
por debajo de la temperatura del reservorio. Un ejemplo del diagrama de fase de un
gas húmedo se muestra a continuación.
En este caso, el fluido existe como un gas a pesar de la reducción en la presión del
reservorio. Sin embargo, las condiciones en el separador descansan dentro de la
región de dos fases de la mezcla y por tanto, algún líquido se forma en la superficie.
Este líquido normalmente se llama condensado o destilado.
La palaba “wet” o húmedo no quiere decir que el gas este húmedo con agua, pero se
refiere al hecho que el gas contiene algunas de las moléculas más pesadas de
hidrocarburos la cual bajo condiciones de superficie forman una fase líquida. El gas
a condiciones del separador, normalmente contiene más de los hidrocarburos de
tamaño moderado que el gas seco que se discutirá más adelante.
Los gases húmedos están caracterizados por una proporción GOR´s en superficie
hasta de 100,000 SCF/STB.
Los condensados asociados del tanque de
almacenamiento son usualmente agua clara con gravedades superiores a 50º API.
Gas Seco: El Gas Natural o seco, se compone principalmente de metano con
pequeñas cantidades de etano y posibles trazas de propano, butano, pentano, etc.
A continuación un ejemplo del diagrama de fase del gas seco.
114
FIG. 4.11: DIAGRAMA DE FASE GAS SECO.
Las condiciones de reservorio y separador yacen por fuera de la región de dos fases
para esta mezcla. No se formará líquido en el reservorio o en la superficie. Este tipo
de gas es llamado gas natural o seco. La palabra “dry” o seco indica que el fluido no
contiene suficiente de las moléculas de hidrocarburos más pesadas para formar un
líquido en condiciones de superficie.
Un sistema que tenga un GOR mayor de 100,000 SCF/STB se considera que es un
gas seco.
Resumen: Los Hidrocarburos de reservorio en los cuales nos encontramos tienen
propiedades que dependen de la porción relativa de cada componente.
Se han desarrollado más o menos métodos estándar para determinar las
propiedades del sistema del reservorio. Estos métodos, y los datos determinados
por su uso, se conocen por el término PVT, que significa presión, volumen y
temperatura.
Debido a que un análisis completo de PVT es costoso, se han desarrollado para
utilizar correlaciones empíricas donde los datos medidos no pueden ser justificados
o donde muestras adecuadas del sistema de hidrocarburos no se pueden obtener
directamente de la medición.
115
4.4 MUESTREO DEL EFLUENTE DEL POZO
Una determinación precisa de las características es esencial para que los ingenieros
fijen los parámetros sobre los cuales dependerá la producción futura. Esta sección
describe los métodos por los cuales se han podido obtener muestras satisfactorias
de fluidos de reservorio de pozo. Las propiedades pertinentes de las muestras se
determinan mediante pruebas subsecuentes de laboratorio.
El objetivo primario del muestreo del fluido de reservorio es recolectar de un
reservorio de hidrocarburos una muestra que sea representativa del fluido presente
en el reservorio en el momento del muestreo.
Se describen los dos métodos de muestreo de fluidos de reservorio:
Muestreo de Subsuelo
Muestreo de Superficie
La selección del método se ve influenciado por el tipo de fluido de reservorio, las
características de producción y las condiciones mecánicas del pozo.
El acondicionamiento del pozo antes del muestreo es casi siempre necesario. El
acondicionamiento del pozo es especialmente importante cuando el fluido del
reservorio está saturado en la presión de reservorio predominante porque la
reducción de presión alrededor del centro del pozo puede dar como resultado que la
producción del pozo pueda alterar la composición del fluido antes que alcance el
centro del pozo.
El objetivo del acondicionamiento del pozo es retirar el aceite alterado (no
representativo). El acondicionamiento normalmente requiere:
Rata mínima
GLR Constante
Presión y Temperatura del separador constantes.
4.4. A. Acondicionamiento de los Pozos de Crudo para Muestreo.
La decisión de cuando el pozo está adecuadamente acondicionado para el muestreo
requiere de una interpretación de las tendencias de las presiones en el cabezal y en
fondo, las ratas de flujo de crudo y gas y la proporción de gas-crudo. Obviamente el
pozo que se va a muestrear debe tener todo el equipo necesario en buenas
condiciones y calibrado de forma apropiada si estas mediciones tienen que ser
precisas.
El acondicionamiento de un pozo de crudo antes del muestreo es necesario porque
los cambios usualmente ocurren en las propiedades del crudo de reservorio como
resultado de la producción del pozo.
Cuando la presión de flujo en fondo es menor que la presión de saturación (punto de
burbuja) del crudo de reservorio original, el gas se escapa de la solución del crudo
116
alrededor del centro del pozo y se produce. Ya que el gas ha sido una parte del
crudo del reservorio, su pérdida altera las propiedades del crudo que queda en la
formación.
Entre más grande la caída en presión alrededor del centro del pozo, mas grande es
la extensión de la liberación de gas y más allá del centro del pozo se extenderá el
crudo alterado.
El pozo está acondicionado para producir a ratas sucesivamente más bajas
(reduciendo la cantidad de caída de presión en fondo) hasta que se ha producido el
crudo no representativo.
Cuando la rata de producción de crudo ha disminuido la proporción de gas-crudo
podría cambiar como sigue: (asumiendo condiciones de separación constante)
Permanece sin cambio
Aumenta
Disminuye
Cuando las proporciones gas-crudo permanecen constantes después de una
reducción en la rata de flujo, usualmente indica que el flujo del crudo en el reservorio
está insaturado, lo cual significa el estado de la fase y la composición del reservorio
de crudo se han alterado a medida que el crudo se mueve a través de la formación y
dentro del pozo.
Cuando la proporción gas-crudo disminuye después de una reducción de la rata, se
indica la presencia de saturación de gas libre en la formación alrededor del wellbore. La saturación del gas puede resultar de:
Enconamiento de una cápsula de gas en el estrato o capa de aire del crudo
alrededor del well-bore. La presión de fondo del fluido se redujo a un punto donde es
menos que la presión de saturación del crudo de reservorio.
Cuando se observa este comportamiento de la proporción gas-crudo, el pozo se
acondiciona reduciendo la rata de producción en etapas hasta que la proporción
gas-crudo sea constante.
Cuando la proporción gas-crudo aumento después de una reducción de rata se
indicará producción simultánea de gas de la zona de GAS BEARING y crudo de la
zona de OIL BEARING. El incremento de la proporción gas-crudo pudo ser causado
por enconamiento de crudo.
Aunque se puede obtener una muestra representativa del fluido del reservorio, es
mejor usar un pozo en el cual no se indique enconamiento de crudo, porque es difícil
determinar cuando el pozo está debidamente acondicionado.
El acondicionamiento del pozo de crudo es el medio de eliminar cualquier
enconamiento de gas y para limpiar a chorro de la vecindad con el crudo del
reservorio de pozo el cual ha sido alterado en composición siendo sujeto a una
117
presión menos que su presión de saturación.
4.4. B. Acondicionamiento de los Pozos de Condensado de Gas.
El mismo procedimiento aplica para el acondicionamiento de reservorios de
condensado de gas como se describió anteriormente para el acondicionamiento de
los pozos de crudo. Un problema con este tipo de pozo es el cambio en estado que
ocurre como resultado de cambios en la presión del pozo (well bore).
Cuando la presión en un fluido tipo condensado de gas se reduce por debajo de su
punto de rocío, se forma una fase líquida. Como resultado la fase de vapor, la cual
es producida del fluido, tendrá una concentración menor de hidrocarburos
condensables y se dice que está “leaner” mas empobrecido que el fluido del
reservorio original.
Esta pérdida de hidrocarburos condensables inicialmente da como resultado un
incremento en la producción de la proporción gas-crudo. Debido a que la parte mas
grande de la caída de presión ocurre en el área cerca al wellbore, la saturación
retrogrado líquida en esa era puede formar suficiente líquido que permita que esta
se mueva. Este líquido móvil puede causar impredecibles pero significativos
cambios a corto plazo en la proporción gas-crudo que acompaña cambios en la rata
de producción.
La rata de producción se debe mantener lo suficientemente alta para prevenir
“heading”. Cundo un pozo fluye “heads” es difícil alcanzar la exactitud requerida en
las mediciones de proporción gas-crudo. Además las composiciones del gas y el
crudo en el separador durante el tiempo que el “head” del crudo fluye al interior
pueden ser diferentes a sus composiciones entre las “heads”. Es por tanto difícil
obtener muestras de gas y crudo del separador que sean representativas de
condiciones de flujo estable.
Duración del Período de Acondicionamiento: La duración del tiempo que se
necesita para acondicionar el pozo depende de:
El volumen del fluido de reservorio el cual ha sido alterado como resultado del pozo
con una presión de flujo en fondo más baja que la presión de saturación del fluido
original (punto de burbuja).
Las ratas a las cuales el fluido alterado de reservorio se produjo. Ya que estos
volúmenes y ratas podrían variar ampliamente no es posible establecer una regla
general para el tiempo requerido para acondicionar el pozo.
NOTA: LAS MEDICIONES EXACTAS DE FLUIDO DURANTE EL ACONDICIONAMIENTO DEL
POZO Y PRUEBAS DE MUESTREO DE POZO SON ESENCIALES PARA RECOMBINACIONES
PRECISAS.
118
ANÁLISIS CRÍTICOS DE LOS DIFERENTES ENFOQUES
Una parte integral y primera de los procedimientos para las pruebas es deber del
especialista, y su responsabilidad la de realizar estas operaciones bajo condiciones
seguras. Bajo ninguna circunstancia, incluyendo demandas del representante del
cliente, el especialista permitirá que se inicien o se continúen operaciones de flujo,
si, a su juicio, existe alguna duda que estas se llevan a cabo de forma segura.
Algunas posibles condiciones inseguras, las cuales de ninguna manera son una lista
completa se mencionan como sigue:
Cualquier componente del sistema de flujo entre el cabezal y el choke del calentador
que tenga una presión de trabajo por debajo de la presión máxima posible de cierre
del cabezal.
Cualquier fuga en el sistema completo de flujo encontrado durante las pruebas
iniciales de presión estática con agua, o que haya aparecido más tarde durante las
operaciones de flujo.
Capacidad insuficiente del calentador que da como resultado hidratación en el choke
o en la válvula de contrapresión.
Mal funcionamiento, congelamiento o atascamiento de una válvula de contrapresión.
Insuficiente capacidad de desfogue de los tanques de almacenamiento o medición.
El disco de explosión del separador marco rangos de más de 1.05 la presión de
trabajo clasificada para el equipo.
La válvula de alivio de seguridad del separador ajustada a presión arriba de la
presión clasificada para el equipo.
Taponamientos de hidratos, ceras o sólidos en cualquier parte del sistema de flujo.
Peligro o erosión notable del sistema de flujo por producción de arena.
Distancias insuficientes entre el cabezal, el calentador, tanques de almacenamiento,
y quemadores que se convierten en amenaza de incendio.
Trabajando en un pozo de H2S sin el equipo apropiado y el personal entrenado.
Operaciones nocturnas sin iluminación suficiente en el área de trabajo.
Seguridad
No hay otra cosa como un trabajo de presión rutinario y nada es más importante que
la seguridad. El personal de pozo bien entrenado y con equipo adecuado son
prerrequisitos para todos los trabajos con presiones.
Se deben seguir las normas de seguridad de la compañía de forma estricta en todas
las operaciones de pruebas en el pozo y dar particular atención a este aspecto
cuando se involucran perforaciones al azar y/o pozos de gas H 2S. Algunas prácticas
de seguridad incluyen las siguientes:
Ropas de trabajo – Se debe usar bragas, cascos, guantes, botas de seguridad con
119
punta de acero, Gafas de seguridad se deben tener a mano y usarlas cuando sea
necesario.
Tener una reunión puntual de seguridad, Incluir al cliente y a la cuadrilla del taladro
si es posible.
Dar énfasis a los deberes de emergencia asignados a cada uno de los miembros de
la cuadrilla para el periodo que dura la operación.
Conocer los peligros de trabajar con altas presiones. NO se debe colocar en
funcionamiento líneas de trabajo, válvulas o equipo hasta que todas las presiones se
hayan liberado. Cuidado con la presion atrapada.
Cuando sea posible utilice herramientas resistentes a las chispas.
NO fume alrededor del pozo o equipo, en ningún momento. Deje todos los fósforos,
encendedores y cigarrillo afuera del área de trabajo.
Cuando abra una válvula que esta bajo presión, ábrala gradualmente. Las válvulas
de las puertas deben estar completamente abiertas o completamente cerradas.
Utilice arnés de seguridad cuando trabaje en estructuras altas.
Utilice chaleco salvavidas cuando trabaje sobre el agua.
Asegure todas las líneas de flujo, líneas de alivio, mangueras, etc.
Use el sentido común y los procedimientos de seguridad adecuados.
SEGURIDAD ES RESPONSABILIDAD DE CADA UNO Y
UNA BUENA PRESIÓN DE TRABAJO ES UN TRABAJO SEGURO.
120
CAPITULO III: CONCLUSIONES
Las operaciones de prueba de pozo manejan fluidos altamente inflamables a altas
presiones y temperaturas. Por tanto es esencial que la instalación y la operación del
equipo de prueba de pozo sean manejadas por personal entrenado que se sujete a
los procedimientos estándar.
El comienzo del siguiente trabajo empieza cuando finaliza el anterior. se deben
realizar los procedimientos adecuados para que todo esté en su sitio de forma que el
retorno del equipo esté listo para la acción siguiente.
Estos deben incluir:
limpieza y lavado completo.
reparaciones (menores o mayors)
pruebas de funcionamiento
pruebas de presion
calibraciones
pintura y lubricacion
La complejidad de los trabajos de pruebas de pozo hace esencial una planificacion
detallada. por tanto, es importante que en el ambiente de pre-prueba se recoja tanta
información pertinente como sea posible.
Una visita al taladro por parte de un representante de pws, normalmente el
especialista líder, es parte esencial del desarrollo del programa de pruebas. el
paquete de datos de la información relevante se debe completar y entregar al
supervisor del departamento.
Se debe averiguar la siguiente información:
tubería de trabajo existente, incluyendo configuración, diámetros
internos, espesor y extremos de las conexiones.
esstimativo de la tuberia requerida para ensamble en superficie.
diagrama del área de prueba, incluyendo puntos para suministra; aire,
vapor (si es relevante) y energía eléctrica.
restricciones de carga, potencial y problemas de suministro de potencia.
los requisitos del equipo auxiliar e.g. manguera de aire, cable eléctrico,
cross overs.
diagrama de cabezal/configuracion bop.
121
ZONA RESTRINGIDA – NORMAS DE SEGURIDAD
122
COLOCACION ÓPTIMA RECOMENDADA
123
Para diseñar y evaluar el paquete de pruebas de pozo propuesto, se debe recoger la
siguiente información, donde sea posible.
Presiones de cierre de fondo esperadas, temperatura de fondo, presiones y
temperaturas de cabezal.
Fluidos producidos esperados e.g. gas, crudo, GOR, corte de agua, H2S, CO2 y
fluidos corrosivos.
Problema potencial del fluido, e.g. hidratación, crudo espumoso.
Rango esperado de ratas que se encontraran.
Desempeno de balance de pozo.
Completamiento, configuración de la tubería.
Hay tres aspectos para el diagrama del equipo en una locación.
Conveniencia Operativa y Seguridad.
Restricciones reglamentarias en relación con Fuentes potenciales de hidrocarburos y
sus fuentes de ignición (Código API, etc.).
Restricciones relacionadas a un taladro en particular i.e. carga del Puente,
limitaciones del montacargas, localización de las tomas de aire, desfogues y
compuertas,
Se debe considerar los siguientes puntos cuando se planee e implemente el
diagrama del equipo de superficie.
El ensamble debe ser tan compacto como sea posible.
La cantidad de tubería de alta presión se debe minimizar.
La colocación de la mayoría de los elementos debe permitir un buen acceso y rutas
de escape viables en caso de emergencia.
No se debe colocar equipos en puntos muertos o áreas pobremente ventiladas
donde los gases pesados e.g. H2S se pueden acumular.
NO se debe situar equipo muy cerca al quemador ya que los niveles de calor
radiante afectaran las operaciones.
Para pozos de gas y condensado de gas, la corrida de la tubería desde el choke
manifold al calentador se debe mantener a un mínimo.
Asegure iluminación adecuada en el área de prueba.
Ancle firmemente todas las líneas de flujo especialmente las líneas de alivio, las
líneas de las válvulas de seguridad, etc.
Asegúrese que todas las mangueras estén firmemente ancladas
Seguridad para el Personal
El equipo de seguridad se debe usar siempre i.e. botas, bragas, cascos, guantes y
donde se requiera gafas de seguridad.
Nunca intente aflojar o apretar conexiones que estén bajo presión especialmente
durante las pruebas de presión.
Use un arnés de seguridad cuando trabaje en la pasarela del quemador,
superestructuras de la torre del taladro, etc.
124
Use una chaqueta salvavidas cuando trabaje arriba del agua.
Mantenga el área de trabajo tan aseada y limpia como sea posible, en particular de
derrames de aceite claro/efluentes del piso del taladro.
Conozca el reglamento de seguridad de la nave y entienda los procedimientos para
una emergencia.
Revise la operación del equipo de apoyo salvavidas e.g. Juego de aparatos para
respirar, cuando aplique.
Conozca la ubicación y el funcionamiento de los extinguidores de fuego.
Las siguientes pautas se deben observar mientras se realiza la prueba de presión:
Levante barreras de advertencia alrededor del área de prueba.
Anuncie por el sistema de altavoces que la prueba de presión va a comenzar.
Asegúrese que todo el personal no necesitado ha despejado el área de prueba.
No presurice el equipo de prueba por encima de la presión de trabajo.
Los dispositivos protegidos por discos de ruptura deben ser probados a un máximo
de 90% de la presión de trabajo.
Visita inicial al taladro para recolectar información en la configuración del taladro,
líneas de flujo, espacio disponible, etc.
Selección del equipo en conjunto con el Coordinador de Pruebas del Pozo e
Ingeniería.
Vigile la preparación del equipo auxiliar.
Diagramación del equipo de prueba.
Preparación del espaciamiento del árbol de prueba de subsuelo con conexión con el
Draughtsman.
Asignación de responsabilidades a los miembros de la cuadrilla.
Definición de acciones a ser tomadas en caso de emergencia, relacionadas con el
equipo, y asegurar que todos los miembros de la cuadrilla entiendan estas acciones.
Procedimientos Operativos
El Programa de pruebas normalmente está dirigido por un representante de la
compañía operadora. Es por tanto esencial que exista buena comunicación y
entendimiento entre nosotros y nuestro cliente.
El equipo de prueba de pozo solamente debe ser instalado, operado y mantenido
por personal entrenado sujeto a los procedimientos estándar.
En casos de acciones de emergencia que deban tomarse, estas se deben definir de
antemano en particular, bajo que circunstancias el supervisor PWS (o supervisor de
relevo ) debe parar las operaciones.
125
BIBLIOGRAFÍA
Modern Reservoir Testing de Schlumberger (SMP-7055).
Schlumberger 2004
NORMA AGA #3 – 1985 – 1992
American Gas Assosiation
MANUAL WELL TESTING
Hydrocarbon
Services
LTD.
2002
126
ANEXOS - TERMINOLOGÍA
Punto de Burbuja de un sistema de reservorio es el estado caracterizado por la
coexistencia en equilibrio de una cantidad de sustancia en fase líquida y una
cantidad infinitesimal de fase gaseosa.
Factor
de
Compresibilidad
(gas-factor
de
desviación,
factor
de
supercompresibilidad es un factor multiplicante introducido en la ley del gas ideal y
que cuenta para la salida de los gases verdaderos de comportamiento ideal.
Líquidos Condensados (destilado), son líquidos formados por condensación de un
vapor o un gas. El término usualmente identifica un líquido de color claro,
usualmente de 50 grados API de densidad o mayor, obtenido de sistemas que
existen en la fase gaseosa del reservorio.
Estado Crítico es el término utilizado para identificar la condición única de presión,
temperatura, y composición en que todas las propiedades de coexistencia del vapor
y el líquido se vuelven idénticas.
Temperatura Crítica Tc y/o Presión Crítica Pc Es la temperatura o la presión en el
estado crítico.
Punto de Rocío De un sistema es análogo al punto de burbuja, en el que un
volumen grande de gas y una cantidad infinitesimal de líquido coexisten en
equilibrio.
Gas Disuelto (gas en solución) identifica el material que ordinariamente es gaseoso
en condiciones atmosféricas pero el cual es parte de una fase líquida a presión y
temperatura elevadas.
Proceso Flash es aquel en el cual la composición del sistema permanece constante
pero la proporción de fases del gas y el líquido que comprenden el sistema cambia a
medida que la presión o algunas otras variables independientes cambian. Por
Ejemplo, las determinaciones de las relaciones PV de una muestra de fluido de
reservorio involucra un proceso flash.
Factor de formación de volumen es un medio de expresar una relación volumétrica
de un sistema a temperatura y presión de formación, que resulta en un barril de
crudo (Bo) o de agua (Bw) en una superficie a condiciones estándar. El volumen de
formación del Gas se refiere al volumen en el reservorio (usualmente expresado
como barriles por 1,000 pies cúbicos estándar de gas en superficie.
Densidad del Gas es una forma simple de expresar el peso molecular de un gas. El
estándar de densidad de un gas es aire seco de peso molecular 28.97. De esta
127
forma, el metano (peso molecular = 16.04) tiene una densidad de 16.04/28.97 =
0.55.
Proporción gas-crudo es una expresión de pérdida de composición del sistema.
Normalmente las unidades involucradas son pies cúbicos de gas por barril de
líquido, los dos medidos a 14.7 psia y 60ºF. La Presión y Temperatura de
Separación de un número de etapas utilizadas afecta en número la proporción gaslíquido obtenido para un sistema dado.
Propiedades Seudocríticas y Seudoreducidas (Temperatura, Presión).
Propiedades de hidrocarburos puros son a medido las mismas cuando están
expresadas en términos de sus propiedades reducidas. Las mismas relaciones de
estado reducidas a menudo aplican a sistemas multi-componentes si presiones y
temperaturas seudo-críticas son usadas más que los críticos verdaderos de los
sistemas. El cálculo de los valores seudo-críticos de la composición del sistema
varía dependiente de la correlación que se está utilizando. La proporción de presión
seudo-reducida Ppr = P/Ppc.
Propiedades reducidas (temperatura, presión, volumen) son la proporción de la
propiedad para la propiedad crítica, por ejemplo, la presión reducida Pr = P/Pc.
Líquido Saturado (vapor) es un líquido el cual está en equilibrio con vapor a la
presión de saturación. Asimismo, el vapor saturado denota equilibrio con el líquido.
Estos términos a menudo se usan sinónimamente con el término punto de burbuja
del líquido (punto de rocio del vapor) a la presión del punto de burbuja (punto de
rocio). Notar que los términos “punto de burbuja” y “punto de rocio” identifican el
caso especial donde la fase menor esta presente solamente en una cantidad
infinitesimal mientras que el término “líquido saturado” no involucra cantidades
relativas de fases presentes.
Encogimiento se refiere a la merma en volumen de una fase líquida causada por la
liberación de un gas en solución y/o por la contracción térmica del líquido. El
encogimiento se puede expresar (1) a un porcentaje del tanque-stock final resultante
o (2) como un porcentaje del volumen original de un líquido. El factor de
Encogimiento es el recíproco del factor de formación de volumen expresado como
barriles de aceite en tanque-stock por barril de aceite de reservorio. Un aceite de
reservorio que dió como resultado 0.75 bbl de aceite en tanque stock por 1 bbl de
aceite de reservorio tendría un encogimiento de 0.25/0.75 = 33 por ciento bajo la
definición (1), un encogimiento de 0/25/1.00 = 25 por ciento bajo la definición (2), un
factor de encogimiento de 0.75, y un factor de formación de volumen de 1.00/0.75 =
1.33.
Condiciones Estándar (superficie) son 14.7 psia y 60 F. Los volúmenes de Gas
pueden ser especificados upon occasion a presiones levemente cambiadas de 14.7
psia.
Aceite en tanque-stock es el líquido que resulta de la producción del material del
128
reservorio mediante el equipo de superficie que separa componentes normalmente
gaseosos. El Aceite en tanque stock se puede variar en composición propiedades
variando las condiciones de separación de gas-líquido. El aceite en tanque stock se
reporta normalmente a 60ºF y 14.7 psia pero se puede medir bajo otras condiciones
y corregida a la condición estándar.
Sistema se refiere a un cuerpo o a una composición de materia que presenta el
material que se está considerando. El término “sistema” se puede definir mas como
un sistema homogéneo. En un sistema homogéneo, las propiedades intensivas
pueden variar solamente en una forma continua con respecto a la extensión del
sistema. Un sistema homogéneo se compone de un número de partes homogéneas,
y ocurren cambios abruptos en las propiedades intensivas en la interfase entre las
partes homogéneas.
Fluído subsaturado (líquido o vapor) es el material capaz de mantener en solución
componentes adicionales gaseosos o líquidos en el estado especificado.
FAMILIARIZACIÓN DE LA TERMINOLOGÍA
Algunos términos comunes se definen brevemente a continuación para mejor
compresión de su significado general solamente, y no siempre abarcan con absoluta
precisión todo el alcance técnico del término.
Prueba de Producción. Un procedimiento general de fluir un pozo bajo condiciones
controladas para obtener información básica de qué comportamiento de pozo se
puede observar o calcular. La capacidad de producir del pozo, su productividad,
potencial AOF, etc., al igual que las cantidades y la composición de la corriente del
efluente se derivan o calculan de los resultados de la prueba.
Presión drawdown. La diferencia entre presión de cierre y presión de flujo a una
rata dada. El Drawdown usualmente se expresa como un porcentaje de la presión
de cierre inicial. En este caso se calcula por sustracción de la presión de cierre
menos la presión de flujo y dividiendo la (drawdown)sobre la presión de cierre. El
cociente se multiplica entonces por 100 para obtener el porcentaje de drawdown.
Ejemplo: Presión Inicial de Cierre
Presión de Flujo
1850 psig
-1450 psig
400 psig
Porcentaje de drawdown
400 x 100 = 21.6%
1850
Capacidad de Producción. La productividad del pozo con referencia a las
condiciones en el cabezal, más que en el SAND FACE de la formación. Los
elementos importantes de una capacidad de producción de un pozo son ratas contra
varios niveles de presiones de tubería de succión, capacidad de levantamiento de
129
líquido, temperaturas de flujo en el cabeza y posibles condiciones de hidratación.
130
Sandface. Se refiere a la pared vertical del intervalo de producción. Puede ser los
pozos revestidos dentro del intervalo perforado o, en un completamiento de hueco
abierto, es la pared de roca de la formación perforada para producción.
Reservorio. La formación de roca porosa y permeable que contiene y es capaz de
hacer fluir fluidos tales como el gas natural, aceite crudo o agua. Consaiderado de
un pozo simple, es una región del reservorio que rodea al pozo en una forma radial.
Límites del Reservorio. Discontinuidades o extremos del reservorio que limitan su
extensión.
Saturación. La porción del espacio del poro ocupado ya sea por gas, crudo o
condensado y agua y se expresa usualmente en porcentaje de cada uno de estos
elementos. La saturación total de todos estos elementos es siempre 100 por ciento.
La fase gas puede fluir a muy bajos niveles de saturación, pero los líquidos del
reservorio algunas veces necesitan tanto como 40 por ciento o mas de saturación
para legar a ser una fase móvil de flujo hacia el pozo.
Porosidad. La fracción promedio del volumen del reservorio o espacio no ocupado
por la roca del reservorio, pero que está lleno por fluidos del reservorio o gas. La
porosidad usualmente se expresa en porcentaje. Los espacios de los poros del
reservorio pueden estar más o menos conectados unos con otros.
Permeabilidad. El grado de interconexión de los espacios de los poros la cual
permite a los fluidos del reservorio moverse de un espacio a otro. La Permeabilidad
es un índice de capacidad de flujo para cada elemento de la zona de producción
(PAY ZONE). Su unidad es el darcy o milidarcy (md.).
Capacidad de Flujo. Capacidad total de la sección completa del reservorio
penetrada por un pozo para producir fluidos de reservorio. Su unidad es el piedarcy o el milidarcy pie (md-ft).
Potencial AOF. Un método estandarizado para expresar la capacidad de flujo
teórico de un pozo de gas para pueda ser facilmente comparado con otros pozos.
La abreviatura significa “absolute open flow” (Flujo Abierto Absoluto) potencial . El
valor AOF se obtiene por extrapolación de una línea de contrapresión estabilizada a
contrapresión cero en el SANDFACE. Como tal, obviamente no es un potencial de
flujo realista, ya que no es posible tener incluso contrapresión atmosférica en el
fondo debido a la pérdida de presión por fricción en la tubería y mucho menos
posible producir contra vacío absoluto.
Gráfica de Contrapresión. Una presentación gráfica del comportamiento del pozo
de gas probado. Por conveniencia, se grafica en un papel de escala gráfica
logarítmica midiendo en drawdown de presión sandface (en valor al cuadrado) en la
escala vertical y la correspondiente rata de flujo en la escala horizontal. De estas
formas obtenidas estos puntos deben definir una línea recta si la prueba se ha
realizado en una forma válida.
131
Flujo estabilizado. Una descripción relativa y a menudo engañosa de las
características de flujo de un pozo. Su definición técnica se refiere a un tipo de flujo
a través del reservorio acercándose a lo que se llama “estado estable” Esto ocurre
cuando la presión transiente o molesta causada por el flujo ha viajado de alguna
forma como una onda a los límites del reservorio o al extremo del área asignada al
pozo. El tipo de patrón del flujo que precede al flujo estabilizado es el flujo de estado
no-estable. Más frecuentemente, sin embargo, el término estabilización se usa para
describir una más o menos cercana constante de capacidad de producción dpm de
donde la rata de pressure drawdown (psi por hora o psi por día) es pequeña. Eso
es, cuando presiones registradas sucesivamente parecen iguales.
En este sentido se usa generalmente un criterio para condiciones estabilizadas tanto
para los casos de la PRESION BUILDUP (cierre) o PRESSURE DRAWDOWN
(flujo), es un cambio en presión de menos de 1/1000 en 30 minutos, lo cual significa
por ejemplo, menos de 1.5 psi de cambio den presión en 30 minutos para un registro
de presión de 1,500psig.
Productividad del Pozo. Una valoración cualitativa y amplia de una capacidad del
pozo para producir fluidos. Es interesante predecir ciertas características de pozos
en rangos de productividad muy bajos y muy altos.
Productividad muy Baja. Si los líquidos son producidos en el pozo, el pozo puede
tender a cargar a bajos y drawdown medios rangos. Tales pozos tienen que ser
probados en el rango alto de drawdown, solamente; tal vez on un mínimo de 10, 20,
30 y 40 por ciento drawdown. Excepto en casos de inflamación, presión baja,
reservorios secos, el pozo puede tambien tender a hidratarse debido a bajas ratas
de flujo y la correspondiente baja tempertura causada por perdida de calor en la
sarta de flujo.
Productividad muy alta. Este tipo de pozos usualmente no presenta problemas
operativos para realizar las pruebas. Para minimizar el volumen de gas flameado
para producir dentro del rango de capacidad del equipo de prueba, la prueba puede
llevarse a cabo frecuentemente en el rango de drawdown muy bajo. La valoración
de pozos de productividad muy alta probados a drawdown muy bajos puede
presentar problemas en las extrapolaciones grandes involucradas en las gráficas de
contrapresión y capacidad de producción debido a la posibilidad de multiplicar
pruebas pequeñas o errores de selección de declive.
DEFINICIONES Y UNIDADES
Proporción Gas-Aceite. La proporción gas-aceite se define como el volumen de
gas producido en el separador por barril de aceite en tanque stock. Los vapores de
tanque stock, es decir el gas todavía en solución en el aceite que está saliendo del
separador, arrojado del tanque o quemado, nunca se mide. Sin embargo, la cantidad
se puede estimar, cuando sea necesario, usando la tabla suministrada en el Manuel
de Operaciones de Campo.
132
El gas del separador normalmente se mide por el medidor de orificio y se reporta en
pies cúbicos por día a condiciones estándar de presión y temperatura (st. cu ft/day o
SCUD o simplemente, cu ft/day,CFD). Por conveniencia y para indicar cantidades
grandes, se utilizan los prefijos de M(miles) y MM(Millones).
En la Industria del petróleo, el aceite crudo o la producción de condensado es a
menudo expresada en Barriles (Bbl) de aceite de tanque de stock, e.g. en Barriles
en condiciones estándar. Un barril se define como 42 galones Americanos y el
Galón americano estándar se define como un volumen de 231 pulgadas cúbicas. (El
Galón Imperial Británico que es equivalente a 277.42 pulgadas cúbicas nunca se
utiliza en la Industria del Petróleo).
GOR (Gas-Oil Ratio), por tanto se expresa normalmente en pies cúbicos por Barril
(cu. ft/Bbl). Para muchos pozos de gas GOR es mas de 10M pie cub/Bbl, en tanto
que, en muchos pozos de crudo es menos de 2M pie cub/Bbl. Sin embargo, los
pozos de crudo pueden producir con GOR en exceso de 10M pie cub/Bbl como
resultado de un agotamiento (depletamiento) de reservorio o un pozo siendo
completado o cerca de una capa de gas.
(NOTA: ALGUNAS COMPAÑÍAS CITAN CONDENSADO O PRODUCCIÓN DE
AGUA DE UN POZO DE GAS EN BARRILES POR MILLÓN DE PIES CÚBICOS DE
GAS ) (BB1/MM CU FT).
Condensado. Condensado es el líquido recuperado en la superficie como resultado
de la condensación debido a cambios de presión y temperatura del reservorio a la
superficie. El Condensado a veces se le llama “destilado”, sin embargo, esta es una
palabra mal utilizada. Un destilado es el producto de una destialción. La Gasolina,
la Naphta, el kerosene, etc., son ejemplos de destilados ya que son el resultado de
la destilación del crudo en la refinería.
Referencia o Condiciones "estándar" de Presión y Temperatura. Debido a la
comprensibilidad del gas, un pie cúbico de gas no tiene valor absoluto o relativo a
menos que se especifiquen la presión y la temperatura. Es habitual reportar la
medición del gas en unidades estándar, calculando la cantidad de gas en
condiciones estándar. No hay condiciones estándar. No hay condiciones estándar
universalmente reconocidas, allí, es importante saber que condiciones forman la
base de cualquier cálculo. La referencia o condiciones estándar exigidas por la
American Gas Association son : Presión de 14.73 psia y una temperatura de 60ºF.
Para medición de líquidos, ya que la presión tiene efecto insignificante, las
condiciones estándar usuales son la presión atmosférica y 60ºF. A menos que se
especifique de otra forma, los volúmenes de gas y crudo serán reportadas a estas
condiciones estándar, esto es :
Para medición de gas 14.73 psig 60º Fahrenheit
Para medición de crudo, presión atmosférica y 60ºF
Presión Absoluta. La Presión Absoluta es esa arriba del cero absoluto, o arriba de
un perfecto vacío. La presión absoluta en psia (libras por pulgada cuadrada
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absolutas) se obtiene sumando la presión atmosférica a la presión del manómetro en
psig (libras por pulgada cuadrada “gauge”). La presión atmosférica varía de una
localidad a otra y depende principalmente de la altua sobre el nivel del mar. Con
Otis y generalmente en la industrial del petróleo, la presión estática absoluta se
determina adicionando 15 psia a la presión del manómetro. Esta aproximación es
conveniente, y suficientemente precisa.
Densidad. La Densidad se define como el peso de una sustancia por unidad de
volumen. Depende de la presión (en particular para gases) y la temperatura de la
sustancia generalmente se expresa en libras por pie cúbico (lb/cu ft).
Peso Específico del Gas. Ya que la densidad varia con la temperatura y la presión,
no es una cantidad física apropiada para caracterizar un gas. Un término más
conveniente es peso específico el cual se define como la relación de la densidad de
una sustancia con la densidad de una sustancia de referencia. Para gases, el aire
seco universalmente es utilizado como referencia. Ya que la densidad del aire
también varía su presión y temperatura, es conveniente definir el peso específico de
un gas como la relación de su densidad a una temperatura y presión dada con la
densidad del aire seco a las mismas condiciones. La presión tomada usualmente es
cercana a la presión atmosférica donde un gas obedece la ley de los gases ideales
NOTA: LA DISTINCIÓN ENTRE DENSIDAD Y PESO ESPECÍFICO SE DEBE TENER MUY CLARA.
PUEDE APARECER CIERTA CONFUSIÓN YA QUE EN EL SISTEMA MÉTRICO LA DENSIDAD
DEL AGUA (SUSTANCIA REFERENCIA PARA LÍQUIDOS Y SÓLIDOS) DEPENDE DE LA
TEMPERATURA DE REFERENCIA, SEA IGUAL A UNA O APROXIMADAMENTE IGUAL A UNA.
EN CONSECUENCIA, EN ESTE SISTEMA DE UNIDADES, LOS PESOS ESPECÍFICOS Y LAS
DENSIDADES TIENEN LOS MISMOS VALORES NUMÉRICOS. ESTO NUNCA ES CIERTO PARA
GASES YA QUE LA DENSIDAD DEL AIRE NO ES LA UNIDAD
Factor de Compresibilidad y Supercomprensibilidad. Todos los gases reales se
desvían de la ecuación de estado para un gas ideal PV = constante)
Variando cantidades y dependiendo de la composición del gas, su temperatura y su
presión. Se ha encontrado conveniente contar con su desviación introduciendo en la
ecuación del gas ideal un nuevo factor variable.
La forma práctica de esta ecuación modificada es PV = constante en
ST
Z es llamado
" factor de
compresibilidad".
En cálculos de flujos de rata del gas mediante medidor de orificio, la industria utiliza
el factor de supercompresibilidad, Fpv, el cual se define como Fpv = 1/Z.
Es importante notar que el factor Fpv y Z sirven el mismo propósito (desviación a
partir de la ley del gas perfecto) y cada uno puede ser evaluado en términos del otro
mediante el uso de la relación anterior.
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FLUIDOS DEL POZO Y SUS CARACTERISTICAS
Algunas características físicas de los fluidos de pozo manejados con separadores de
crudo y aceite se resumen brevemente aquí :
Aceite Crudo. El Aceite crudo es una mezcla compleja de hidrocarburos en forma
líquida. La gravedad API del aceite crudo puede estar en el rango de 6 a 50 grados,
viscosidad de 5.0 a 75,000 cp a condiciones estándar. Los colores pueden variar en
matices de verde, amarillo, café y negro.
Destilado o Condensado. Esta es una mezcla de hidrocarburos que puede existir
en la formación en producción ya sea como líquido o como un vapor condensable.
La licuefacción de componentes gaseosos usualmente ocurre con reducción de
temperatura del fluido del pozo a las condiciones operativas de superficie. Las
Gravedades de los líquidos condensados pueden estar en el rango de 50 a 120
grados API y la viscosidad de 2.0 a 6.0 cp en condiciones estándar. El color puede
ser blanco agua, amarillo claro o azul.
85% condensado 45-65 API <10 bbl/mmscf to >500 bbl/mmscf
Gas Natural y Vapores Condensables. Un gas se puede definir como una
sustancia que no tiene forma o volumen por sí mismo. Llenará completamente
cualquier recipiente en el cual sea colocado y tomará la forma del recipiente. Los
hidrocarbonos gaseosos asociados con el aceite crudo se pueden encontrar como
gas “libre” o como “gas en solución”. La densidad (peso específico) del gas natural
puede variar de 0.55 a 0.85, viscosidad entre 0.011 a 0.024 cp en condiciones
estándar.
Gas Libre. Gas Libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y
temperatura reservadas y permanece en la fase gaseosa cuando se produce bajo
condiciones normales. El Gas “libre” se puede referir a cualquier gas a cualquier
presión que no está en solución o que está mecánicamente sostenido en el
hidrocarburo líquido.
Gas en Solución. El gas en solución es gas que esta contenido homogéneamente
en aceite a una presión y temperatura dadas. Una reducción en presión y/o un
incremento en temperatura puede causar que el gas sea arrojado del aceite, donde
de esta forma se asume las características de gas libre.
Vapores Condensables. Los hidrocarburos existen como vapor a ciertas presiones
y temperaturas y como líquido a otra presión y temperaturas. En la forma de vapor,
estos toman las características generales de gas natural. En la fase de vapor, los
vapores condensables varían en densidad (peso específico) desde 0.55 a 4.91 (aire
= 1.0) y en viscosidad desde 0.006 a 0.011 cp en condiciones estándar.
Agua. El agua producida con aceite crudo y gas natural puede estar en la forma de
vapor o líquido. El agua líquida puede ser libre o emulsificada. El agua libre alcanza
las superficies separada del hidrocarburo líquido.
El agua emulsificada es
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dispersada en el hidrocarburo líquido. El agua CONNATE estuvo depositada
simultáneamente con los hidrocarburos en el reservorio y puede existir en las dos
formas líquido y vapor.
Potencial AOF. “Absolute open flow potential” es un método estandarizado para
expresar la capacidad teórica de flujo de un gas para que pueda ser fácilmente
comparada con otros pozos. El valor AOF se obtiene por extrapolación de una línea
de contrapresión estabilizada a contrapresión cero en el SANDFACE.
Gráfico de Contrapresión. Una presentación gráfica del desempeño del pozo de
gas probado. Por conveniencia, es graficado en un papel gráfico con escala
logarítmica midiendo el DRAWDOWN de la presión SANDFACE (valor al cuadrado)
en la escala vertical y la rata de flujo correspondiente en la escala horizontal.
Factor de Compresibilidad. (Factor de desviación del gas, factor de
supercompresibilidad) es un factor multiplicador introducido en la ley de los gases
ideales para corregir la salida de los gases verdaderos de su comportamiento ideal.
Flujo Crítico. Ocurre cuando la presión adelante del choke es la mitad o menos de
la presión aguas arriba del choke. En este caso, la rata de flujo a través del choke
no se verá afectada por la presión delante del mismo.
Estado Crítico. Es el término utilizado para identificar la condición única de presión,
temperatura, y composición en que todas las propiedades del vapor y el líquido
coexistentes llegan a ser idénticas.
Densidad. La densidad se define como el peso de una sustancia por unidad de
volumen. Depende de la presión (en particular para gases) y la temperatura de la
sustancia.
Punto de Rocío de un sistema. Es el análogo del punto de burbuja en el que un
volumen grande de gas y una cantidad infinitesimal de líquido coexisten en
equilibrio.
Capacidad de Flujo. La capacidad total de la sección completa del reservorio
penetrado por un pozo para producir fluidos de reservorio. Su unidad es el darcy pie
o los milidarcy pie (md – ft).
Factor de Volumen de la Formación. Es un medio de expresar una relación
volumétrica de un sistema a la presión y temperatura de la formación, que resulta en
un barril de crudo (Bo) o de agua (Bw) en superficie en condiciones estándar. El
volumen de Gas de la formación (Bg) se refiere al volumen en el reservorio
(usualmente expresado como barriles por 1,000 pies cúbicos estándar del gas en
superficie).
Gas Libre. Gas libre es un hidrocarburo que existe en la fase gaseosa a presión y
temperatura reservadas y permanece en la fase gaseosa cuando se produce bajo
condiciones normales.
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Peso Específico. Es una forma simple de expresar el peso molecular de un gas
comparado con el peso molecular estándar del aire seco.
Drawdown de Presión. La diferencia entre la presión de cierre y la presión fluyendo
a una rata dada. Drawdown usualmente se expresa como un porcentaje de la
presión de cierre inicial.
Límites del reservorio. Discontinuidades o Extremos del reservorio los cuales
limitan su extensión.
Sandface. Se refiere a la pared vertical del intervalo de producción. Puede ser las
paredes revestidas del pozo dentro del intervalo perforado o, en una completacion
de hueco abierto, es la pared de roca de la formación perforada para producción.
Encogimiento. Se refiere al descenso en volumen de una fase líquida causada por
la liberación de gas en solución y/o por la contracción térmica del líquido.
Flujo Turbulento. El flujo de los fluidos en un errático, movimiento no linear como
un resultado de altas velocidades.
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