386308952-Produccion-Petroleo-por-el-metodo-Swab-Juan-Huertas-9-10-MB-1-pptx

ING. JUAN DAVID HUERTA YANQUE
ABRIL 2013
Contenido
Capítulo 1
Introducción
Capítulo 2
Concepto de Swab y de Pistoneo
Capítulo 3
Fines de las Operaciones de Swab y de Pistoneo
Capítulo 4
Historia de las Operaciones de Pistoneo en el
Noroeste Peruano
Capítulo 5
Descripción de la Operación de Pistoneo
Capítulo 6
Estimulación del Pozo con Operaciones de
Pistoneo
Contenido
Capítulo 7
Elaboración y Ejecución del Programa de Pistoneo
Capítulo 8
Mejoras en las Operaciones de Pistoneo
Capítulo 9
Equipos Usados en Swab o Pistoneo
Capítulo 10 Procedimientos en Swab y Pistoneo
Capítulo 11 Potencia Requerida en las Operaciones
Capítulo 12 Operaciones de Mantenimiento y N° de Equipos
para una Producción Uniforme
Capítulo 13 Otros Aspectos
1. UBICACIÓN
DE SWAB DENTRO DE LAS
OPERACIONES DE EXTRACCIÓN DE PETRÓLEO
2. BREVE DESCRIPCIÓN DE LOS MÉTODOS DE
PRODUCCIÓN DE PETRÓLEO
1. Ubicación de la Operación de Swab
Perforación
Registros Eléctricos
1. Ubicación de la Operación de Swab
Cementación
Baleo
1. Ubicación de la Operación de Swab
1.Ubicación de la Operación de Swab
Fracturamiento Hidráulico
Fracturamiento Hidráulico Ácido
1. Ubicación de la Operación de Swab
Equipo de Servicio de Pozos
 Servicio de Pozos
Operación de Swab
2. Métodos de Producción
Surgencia Natural
Formas
Natural
de
Producción
*EMPUJE DE GAS
* EMPUJE DE AGUA
Y
* GAS DISUELTO
Surgencia Natural (Continuación)
Empuje de Gas
Empuje de Agua
Surgencia Natural por Efecto del Gas Disuelto
La energía de estos
pozos se gasta
rápidamente.
Entonces se debe
controlar la salida
del gas (bean)
2.- Métodos de Producción
Bombeo Mecánico
Bomba de Subsuelo
2. Métodos de Producción
Bombeo Electrocentrífugo
Bombeo Hidráulico
(Fundamento: un Eyector o Succionador)
Fundamento del bombeo hidráulico
Funcionamiento del eyector o jet
Perfil de Presión y Velocidad
2. Métodos de Producción
Gas Lift
Instalación PCP
(Progressive Cavity Pump)
2. Métodos de Producción (Continuación)
Plunger Lift
(Instalación de Subsuelo)
Lift oil
Comparación de Pesos o Presiones Hidrostáticas de
Fluido
A
P
P
G
CONCEPTO DE SWAB Y DE PISTONEO
 SWAB = ALIGERAR
Fines
Evaluación
• Evaluar el rendimiento del pozo con el fin de
seleccionar y diseñar el método más adecuado de
producción. Se realiza en la etapa de completación,
reacondicionamiento y mantenimiento del pozo . Se
hace con el Equipo de Servicio de Pozos, aunque por
razones de economía con Equipos de Swab
exclusivos.
Producción
• Producción y se denomina Operación de Pistoneo.
Se realiza en la última etapa de producción de los
pozos, en los que la producción artificial ya no son
rentables. Entonces, se agrupan pozos para ser
operados con este método. Agrupación depende del
precio del petróleo.
Historia
Mediados 90’:Se
incrementa las
operaciones de
pistoneo a
consecuencia del
incremento del
precio del crudo y la
mejora sobre el uso
de válvula de
retención o check.
70’ : PETROPERÚ
asignó un Equipo
de Servicio de
Pozos para
recuperar petróleo
de pozos ATA con
el fin de
incrementar su
producción.
80’: 300 Pozos
ATA: Proyecto de
PETROPERÚ.
Actualmente:
Continua el
incremento de la
operación y
empresas
pequeñas y
medianas
dedicadas a esta
actividad de
pistoneo.
Descripción de la Operación de Pistoneo
Equipo (camión y la
parte industrial) y
Cisterna.
El estandar
usa el PTO (Power Take
Off)
Conjunto de pistoneo o
swab: guardacabo, unión
giratoria, varillón, mandril
con copas. Mandril y
copa hacen la función de
válvula retención
Conjunto se baja desenrollando el
cable
hasta
la
profundidad
conveniente. Luego se iza y se
recupera el líquido que ha estado
dentro del tubo . El líquido es
recibido en un tanque o cisterna.
Unidad de Pistoneo
En posición de trabajo y de transporte
1.
2.
3.
CONCEPTO DE HIDROSTÁTICA Y OTROS
ESTIMULACIÓN DEL POZO POR MEDIO DEL PISTONEO
EJEMPLOS DEL ENFOQUE DE LAS OPERACIONES DE
PISTONEO COMO ESTIMULACIÓN
1.
Concepto de Hidrostática y Otros
Presión de Fondo (Pf)
• Llamada también presión o energía del
reservorio o formación. Se denomina
también BHP (bottom hole pressure).
Pozo Fluyente
• La presión o energía del pozo es superior a
la presión hidrostática ejercida por la
columna de fluido del pozo.
Pozo “Muerto”
• La presión o energía del pozo es igual o
menor a la presión hidrostática ejercida por
la columna de fluido del pozo
Presión Hidrostática
• Ph = D x g x h
Gradiente de Fluido
• Variación de la presión ejercida por un fluido
respecto a la profundidad
(1)
Continua concepto de gradiente y presión hidrostática
Gradiente = Grad = Ph /h = Dxg
(2)
Grad = (M/V) x g = (M x g) / V; Entonces, Grad = W (Peso del Fluido)
(3)
Expresando W en Lbs/Gal,
(4)
Grad (psi/pie) = 0.052 W
Relacionando (4) y (2) en (1), Ph = Dxgxh = (Dxg) h = 0.052 W h
Donde: Ph = Presión Hidrostática en PSI
W = Peso del Fluido en Lbs/Gal y
h = Altura del Fluido en pies
(5)
Sobre la densidad o API del crudo
ºAPI = 141.5 - 131.5
Sp-Gr
ó
Sp-Gr =
141.5
ºAPI + 131.5
(6)
• Donde:
• º API = Escala adoptada por la American Petroleum
Institute para determinar la gravedad específica o
densidad de un hidrocarburo
• Sp-Gr = Gravedad específica del fluido o densidad
relativa
2. Estimulación del Pozo por Medio del Pistoneo
Consiste en crear una succión
instantánea equivalente a la presión
hidrostática ejercida por el fluido removido
por medio del pistoneo. Esto es, la
estimulación en este caso, es una
diferencia de presión originada por el
levantamiento de la columna de fluido.
La rapidez a la estimulación dependerá también de la permeabilidad (o
porosidad interconectada) de las rocas de la formación.
La succión que se origina en el instante del levantamiento de la columna no
sólo impulsa al pozo a la surgencia si no también por efecto de esta fuerza el
pozo se limpia de las partículas sueltas que restringen el flujo.
3. Ejemplos del Enfoque de las Operaciones de
Pistoneo como Estimulación
 i) Se desea saber la estimulación originada en un pozo en el que se ha
efectuado la operación de pistoneo y se ha informado lo siguiente:







Profundidad del pozo:
Nivel Inicial:
Nivel Final:
Pozo queda:
Fluido muestreado:
Volumen recuperado:
Forros de producción:
5,000 pies
4,500 pies
5,000 pies
seco
crudo de 32 ºAPI
12 bls de crudo
5 ½ “, de 17.0 lbs/pie
Cálculos
 (*) Sp-Gr =
141.5 =
ºAPI + 131.5
141.5
= 141.5 = 0.865
32 + 131.5
163.5
 Densidad del fluido (D) = 0.865; esto es, D = 0.865 x 62.4 lbs
Densidad del agua
pie3
= 53.796 lbs x 1 pie3 = 7.21 lbs/gal = w
pie3 7.48 gal
 (**) Gradiente = 0.052 W = 0.052 x 7.21 = 0.3752 psi/pie.
 (***) Ph = Gradiente x altura = 0.3752 psi x (5,000–4,500) pies = 187.50 psi
pie
 La diferencia de presión conseguida (o succión) al haber efectuado la
operación de pistoneo es 187 psi; esto es, el pozo se ha estimulado con una
diferencia de presión de 187 psi
Representación gráfica (Primer Ejemplo)
= 187.50 PSI
Segundo Ejemplo
 Una Operadora solicita efectuar un servicio de pistoneo en un pozo
nuevo, donde se ha efectuado un tratamiento con la información que a
continuación se indica, se desea saber:
 a) si al final de la operación el pozo quedará surgiendo y
 b) cual sería la presión en cabeza del pozo:






Profundidad del pozo:
Fluido en el pozo:
Nivel de fluido:
ºAPI del crudo
Forros:
Tubería de producción:
5,000 pies
Agua tratada de 9 lbs/galón
Lleno
32
5 ½”, de 17.0 lbs/pie
2 ⅞”
Cálculos (2do ejemplo)
 (*) La presión
de fondo, esto es, la presión hidrostática ejercida por el
agua salada:
Pf = 0.052 x 9 x 5,000 = 2,340 psi (ecuación 5).
 (**) Presión de la columna de crudo= Ph = 0.052 x 7.21 x 5,000=
1,875 psi (con la misma ecuación 5)
 a) El pozo quedará surgiendo pues la presión de fondo (2,340 psi) es
mayor que la presión ejercida por el crudo (1,875 psi), pozo fluyente, y
 b) La presión de cabeza (presión estática, válvula cerrada) simplemente será
la diferencia, es decir, 465 psi (2,340-1,875)
Representación Gráfica (Segundo Ejemplo)
Ph crudo
= 1875 psi
Tercer ejemplo
 Similar al segundo ejemplo, pero que el pozo no está lleno,
sino que el nivel inicial se ha detectado con el varillón a
2,500 pies. Se desa saber:
 a) si al final de la operación el pozo quedará surgiendo
 b) cual sería la presión en cabeza del pozo
 c) a cuanto subirá el nivel de petróleo luego de que se
restaure la columna?.
Cálculos (tercer ejemplo)
 (*) Sólo será necesario calcular la Pf, pues se sabe la Ph de la columna
llena de crudo,
Pf = 0.052 x 9 x (5,000-2,500) = 1,170 psi
a) El pozo no surgirá, pues la presión de fondo (1,170 psi) es menor a la
presión que ejercería la columna llena de crudo (1,875 psi), pozo
“muerto”,
 b) La presión de cabeza será relativamente cero, pues el efecto de la
presión de fondo no llega hasta la cabeza.
 (**)Altura de fluido = h = Pf / 0.052 W = 1,170/0.052 x 7.21 = 3,120 pies,
 Entonces,
 c) El nivel a que se restaura el pozo después del pistoneo y el reposo
respectivo será 1,880 pies (5,000-3,120).
Representación Gráfica (Tercer Ejemplo)
Ph crudo
= 1170 psi
1170
PSI
1170
PSI
Cuarto ejemplo
 Una Operadora solicita efectuar un servicio de pistoneo en un pozo
nuevo, donde se ha efectuado un tratamiento con la información que a
continuación se indica, se desea saber:
 a) si al final de la operación el pozo quedará surgiendo y
 b) cual sería la presión en cabeza del pozo:






Profundidad del pozo:
Fluido en el pozo:
Nivel de fluido:
ºAPI del crudo
Forros:
Tubería de producción:
5,000 pies
Agua tratada de 9 lbs/galón
Lleno
20
5 ½”, de 17.0 lbs/pie
2 ⅞”
Representación gráfica (Cuarto Ejemplo)
Ph crudo
= 2025 psi
1. ELABORACIÓN DEL PROGRAMA
2. EJECUCIÓN DEL PROGRAMA
1.
Elaboración del Programa
 Determinación de frecuencia óptima: (a) Pozo de alto aporte:
Días de reposo:
Barriles recuperados:
01
21.4
02
25.2
03
25.5
04
26.1
05
26.2
06
26.5
(b) Restauración de Volumen en un Pozo de
Mediano Aporte de la Formación
 Días de reposo 02 04 06 08 10
Barriles
12 14 16
02 05 09 10 10.25 10.25 10.50 10.50
(c) Restauración de Volumen en un Pozo de Poco
Aporte de la Formación
 Días de reposo 02 04 06 08 10 12
 Barriles
14 16
01 2.5 4.0 5.0 5.0 5.25 5.25 5.25
Programa de Pistoneo Inicial
Optimización del Programa
CERCANÍA ENTRE LOS POZOS
PROFUNDIDAD
DEL POZO
GEOGRAFÍA DE
LA ZONA
CAPACIDAD DEL EQUIPO
Ejecución del Programa de Pistoneo
1. USO DE LA VÁLVULA DE RETENCIÓN
2. USO DE LOS GUIADORES AUTOMÁTICOS
1.
Uso de la Válvula de Retención
Comparación Entre los Dos Métodos
SIN VÁLVULA
 TMD
½ Hrs
 Pistoneos  Jaladas
 Total
 BPD
20 x 6’ = 2 Hrs
2 1/2 Hrs
(12/2.5) x 5 Bls= 24
 Se asume 5 barriles por pozo
CON VÁLVULA
½ Hrs
19 x 30”= 10’
1 x 6’ = 6’
¾ Hrs
(12/0.75) x 5 Bls = 80
2. Uso de los Guiadores de Cable Automáticos
Forma
correcta
del Muestra de un daño en el
cable (cócora)
enrollamiento del cable
Vista Frontal del Guiador Automático
Fundamentos para Confeccionar el Guiador
Croquis que Muestra el Tambor y
Polea de una Unidad de Pistoneo
Muestra Gráfica del Ángulo de
Vuelo
 Guiador Lebus
Ensamble del Guiador Excéntrico
Chumacera
Manivela
Sin
Ranura
Manivela
Eje
Con Ranura
1. EQUIPO O UNIDAD DE PISTONEO
2. ACCESORIOS DE PISTONEO
3. CISTERNA O TANQUE
1.
Equipo o Unidad de Pistoneo
Componentes Básicos del Equipo
 Juego de Piñones del PTO
(Power Take Off)
 Drum o Tambor de Swab
Componentes Básicos del Equipo de Swab
 Embrague Tipo Radial (Fawick)
 Embrague Tipo Axial
Operación del Embrague Tipo Radial
TAMBOR DE
FRENO
PRINCIPAL
TAMBOR DEL EMBRAGUE
Operación del Embrague Tipo Axial
Operación del Embrague Tipo Axial
2. Accesorios de Pistoneo (de superficie)
(I) LUBRICADOR
Otros Accesorios de Superficie
 v) Medidor de Profundidad
ii
• Unión Golpe
iii
• Árbol de Swab
( T de 3”)
iv
• Bomba
Hidráulica
2. Accesorios de Subsuelo
 I) Cable de Acero
Clasificación del Cable
 TIPO DE CONSTRUCCIÓN
 NORMAL
Toron con igual número de alambres y todos del mismo diámetro
 SEAL
Toron con dos capas de alambre de igual número pero diferente
diámetro
 FILLER
O rellenados: Toron con dos capas de alambre de igual diámetro,
rellenados con alambres de menor diámetro
 PREFORMADO
 TIPO DE ALMA
 DE FIBRA


NATURAL
SINTÉTICA
 DE ACERO
 Nº TORONES Y ALAMBRES
 6x7
 6 x 19
 6 x 37
Cable Recomendado para el Pistoneo
Cable: construcción normal, preformado, 6 x 7, alma de fibra (girafa)

Diámetro
 Pulg. Mm

½
12.70
 9/16 14.30
 5/8
15.90
Peso
Lbs/Pie Kgs/Mt
0.39
0.580
0.50
0.740
0.61
0.910
Resistencia a la Ruptura
En MLibf En MKgsf
20.55
9.34
25.96
11.80
31.68
14.40
ii ) Conjunto de Pistoneo
iii) Copas de Swab (Tubing Swab)
Copas (Casing Swab)
GW
J
V
3. Cisterna
ROMBO NFPA
Rombos NFPA de Productos
 A. Muriático
UN 1789
Petróleo Crudo
UN 1267
GLP
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
TRANSPORTE SEGURO DE UNA LOCACIÓN A OTRA
MONTAJE Y DESMONTAJE EN LA LOCACIÓN
OPERACIÓN DE PISTONEO
PROTECCIÓN DEL MEDIO AMBIENTE
ENROLLAMIENTO DEL CABLE EN EL EQUIPO
CAMBIO DE PUNTA DE ANCLAJE DEL CABLE EN EL TAMBOR
EMPALME O COSTURA DEL CABLE
ATASCAMIENTO O AGARRE DEL CONJUNTO DE PISTONEO
1. Transporte Seguro de Una Locación a Otra
Retirar
Cuñas y
Otros
Revisar Cardanes y
Otros
Revisar Frenos
Manejar a Velocidades
Reguladas: 30/60 KPH
(D.S. 016-09/MTC)
Inspeccionar Caminos
Inspeccionar Luces
Mantener Parabrisas y
Espejos Limpios
Evitar Cambios
Bruscos en las Cuestas
2.- Montaje y Desmontaje Seguro del Equipo en la
Locación
Revisar Frenos
Guiar el Varillón
con Cuidado
Cuadrar Equipo
Inmovilizar con
Cuñas
Verificar Solidez
del Terreno
En Izaje, Observar
Cables en su Carril
u Observar Fugas si
es Hidráulico
Forma Correcta de Cuadrar un Equipo
EQUIPO
EJE DEL
POZO Y DEL
VARILLÓN
Forma Incorrecta de Cuadrar un Equipo
EQUIPO
EJE DEL
POZO Y DEL
VARILLÓN
3. Operación de Pistoneo
Desfogar el Pozo
Izar el Conjunto, y
Recuperar Fluido a la
Cisterna
Instalar Cabezal de
Pistoneo
Izar el
Mástil y
Varillón
Colocar el Medidor de
Profundidad, Bajar el
Conjunto a la Profundidad
Adecuada y/o Pistonear
Revisar Caucho y Copas de Ser
Necesario Cambiar
Desmontar el
Equipo.
Inspeccionar el
Conjunto de
Pistoneo
Colocar la o las
Copas e Introducir el
Conjunto en el Pozo
4. Protección del Medio Ambiente
Orientar el Equipo
en la Dirección del
Viento pero antes
del Pozo
Controlar el Buen
Estado del Caucho
Verificar la
Operatividad del
Lubricador
Controlar el Nivel
de Fluido en la
Cisterna
Mantener en Buen
Estado Manguera y
Conexiones
Verificar la
Operatividad del
Sumidero
Reparar el
Terraplén de ser
Necesario
Segregar Residuos
Mantener Unidad
y Cisterna Limpias
5. Enrollamiento del Cable en el Equipo
Liberar el
Conjunto de
Pistoneo
Desenrollar el
Cable Usado
Enrollar el Cable
Nuevo
Instalar el Cable
en el Tambor
Ubicar el Carrete
Nuevo Frente al
Tambor del
Equipo
Instalar el Pistón
De ser Necesario
Corregir el
Enrollamiento en
un Pozo Adecuado
Preparar un
Carrete Vacío
Confección de la Pepa o Socket
Colocar el
Guardacabo en el
Cable
Preparar con los alambres
del Cable un Bulto e
Introducir en el Guardacabo
Fijar Guardacabo
Boca Arriba
A 4” Ligar el
Cable con
Alambre
delgado
Remover
Cualquier Resto
del los Alambres
Fundir babbitt y
Verter en el
Guardacabo
Destrenzar
Torones del Cable
Debilitar Cable (2
alambres por
toron de 6x7 ó 5 si
es 6 x 19)
Enfriar e Instalar
Conjunto
Ejemplo de la Elaboración de la Tabla de Control de la
Instalación del Cable
N° de Vueltas
Long. De
Capa (pies)
Long.
Acumulada
(pies)
43
75
269
269
2
46
75
288
557
3
50
75
313
870
4
53
75
331
1201
5
57
75
356
1557
6
60
75
375
1932
7
64
75
400
2332
8
67
75
419
2751
9
71
75
444
3195
10
75
75
469
3664
N° Capas
Long. de
Vuelta (plg)
1
Ejemplo de la Elaboración de la Tabla de Control de la
Instalación del Cable
N° de Vueltas
Long. De
Capa (pies)
Long.
Acumulada
(pies)
78
75
487
4151
12
81
75
506
4657
13
85
75
531
5188
14
88
75
550
5738
15
92
75
575
6313
16
96
75
600
6913
17
99
75
619
7532
18
103
75
644
8176
19
106
75
663
8839
N° Capas
Long. de
Vuelta (plg)
11
6. Cambio de Punta de Anclaje del Cable en el Tambor
Transportar y
Ubicar el Equipo en
un Camino
Adecuado
Liberar el Pistón y
Extender el Cable
en el Camino
Instalar el Pistón
EQUIPO
CARRETE
A
CARRETE
B
Liberar el Cable del
Tambor y Transportar
Equipo al Otro
Extremo
Instalar Cable y
Enrollar
EQUIPO
7.- Empalme de Cable o Costura
Acondicionar Extremos
del Cable , Medir y
Destramar lo Medido
Fijar los Seis
Puntos a una
Distancia de 10
Pies
Cortar Tres Torones
Alternados en Cada
Extremo
Efectuar el Empalme :
Remover el Toron Cortado
de un Extremo y en su
Lugar Colocar el Torón No
Cortado del Otro
Extremo
Eliminar el Alma
en Cada Extremo y
Cruzar los Torones
Restantes
EN EMPALMES CON CABLE DENTRO DEL POZO: MANTENER AL PERSONAL
FUERA DE LA TRAYECTORIA DEL CABLE EN CASO DE FALLA DE LAS GRAPAS
RETENEDORAS DEL CABLE EN EL CABEZAL DEL POZO
Empalme o Costura de Cable (Continuación)
Representación Gráfica del Empalme
Herramientas Necesarias para el Empalme
Combo
Alicate
Cortador
Alambre
Cuchilla
Desarmadores
Sierra
Canutos
8. Atascamiento o Agarre del Pistón: Causas
Mandril en el NA
Arena
Copa
Colapso o Tubo
Roto
Caída de Otro
Materia
• Desgaste del Culote del Mandril
• Golpe en el NA por Falla Personal o Equipo
• Problema Superado con Válvula de Retención
• Restos de Arena de Frac
• Usar Copa Adecuada (SK)
• No Reposar el Conjunto
• Falla de Origen o Muy Gastada
• La Copa se Traba
• Por Ejemplo Restos de Bronce del Lubricador
Recuperación del Conjunto
Templar Cable con la
Misma Unidad
Si lo Anterior es
Negativo Usar Unidad
de Servicio de Pozos
Instalar Templador u
Preparar Tramo de
Cable con Ojo
Opcionalmente
Remover Toda la Sarta
de Tubos y Cable
Si se Quedó el
Conjunto Sacar Tubos y
Recuperar Cable y
Tubos
Simultáneamente
Seguir Templando
Cable y Recuperar
Cable Enrollando en
la Unidad de
Pistoneo
Concepto de Potencia
TRABAJO / TIEMPO
Pero, TRABAJO ES =
FUERZA x DISTANCIA
POTENCIA = FUERZA x DISTANCIA / TIEMPO
Pero, DISTANCIA/TIEMPO ES =
VELOCIDAD
POTENCIA = FUERZA x VELOCIDAD
POTENCIA = (PESO DEL CABLE + PESO DEL FLUIDO) x VELOCIDAD DE IZAJE
Potencia Requerida (Continuación)
 Potencia Real Requerida







P.R. = 1.506 (P x V)
33,000 x E
Donde:
P.R. = Potencia real en HP
P
= Peso del fluido mas el peso del cable en libras
V
= Velocidad de ascenso del fluido o cable en pies/min
E
= Eficiencia mecánica del Equipo ( fijada en 0.80) y
1.506 = Es el factor de coeficiente de fricción, que nos permite estimar la
potencia real requerida en la operación de pistoneo y que ha sido determinado
experimentalmente.
Potencia Requerida (Continuación)
Efectuando los cálculos correspondientes referidos al peso del cable y
del fluido, la fórmula anterior se covierte en:
P.R = 0.000057 (0.50 Lc + 0.98 Hf) V
 Donde,
 V = Velocidad de jalada
 Lc= Longitud del Cable o Profundidad del Pistón y
 Hf = Altura de Líquido
 Esto quiere decir que la Potencia Real (PR) depende de estos tres
variables: velocidad de jalada, profundidad del pistón y de la altura o
volumen de líquido que se recupera
Potencia Requerida (Continuación)
 En la práctica la velocidad de jalada está alrededor de 800 pies por
minuto, entonces reemplazando este valor, la fórmula anterior se
convierte en:

P.R. = 0.0456 (0.50 Lc + 0.98 Hf)
Entonces conociendo la profundidad del pozo, equivalente a la longitud del cable
y la altura o volumen de líquido que se quiere recuperar por jalada se puede
proyectar la potencia real (P.R.) en HP requerida o
Conociendo la potencia del Equipo se puede proyectar la altura o volumen de
líquido que se puede recuperar en un pozo de una determinada profundidad
(ver cuadros alusivos)
Potencia Requerida (Continuación)
Potencia Requerida (Continuación)
Potencia Requerida (Continuación)
Potencia Requerida (Continuación)
1. OPERACIONES DE MANTENIMIENTO
2. N° EQUIPOS DE EQUIPOS REQUERIDOS PARA UNA
PROUCCIÓN UNIFORME
1.
Operaciones de Mantenimiento
Preventivo
Predictivo
Correctivo
•
•
•
•
Cada 300 Horas (Cambio de Filtros de A y C)
Cada 600 Horas (Cambio de aceite)
Cada 2400 Horas
Cada 4800 Horas (Reparación General)
• Detectar Anomalías Antes que el Mal Sea Mayor
• Informar Presiones, Temperatura y Niveles
• Usar los 4 Sentidos: oído, vista, tacto y olfato
• No es Objetivo
• Aprovechar para Reparar Otras Anomalías y/o
Efectuar el Mantenimiento Preventivo que
Corresponde
2. N° de Equipos Necesarios para Producción Uniforme
1.
2.
3.
4.
5.
6.
7.
8.
INFORMACIÓN PARA INGRESAR AL POZO
REPORTE DE UN SERVICIO
MUESTREO
MEDICIÓN DEL CABLE
CUBICACIÓN DE RECIPIENTES
CAPACIDAD DE TUBOS Y FORROS DE PRODUCCIÓN
OPERACIONES EN POZOS QUE PRODUCEN AGUA Y PETRÓLEO
OPERACIONES CONTRAINCENDIO
1. Información para Ingresar al Pozo
 i)
Número del Pozo, la Batería, Pool.
 ii)
Diámetro de la Tubería de Producción ( 2 ⅜” ó 2 ⅞” u otro).
 iii)
Profundidad del Niple de Asiento (NA).
 iv)
Profundidad del Empaque, Tapón u otra herramienta en el Pozo.
 v)
Situación del
acidificado, etc.
 vi)
Otra información
muestreo.
Pozo:
baleado
o
o requerimiento
punzonado,
fracturado,
de la Operadora como
Procedimiento de Pistoneo en Pozo sin Información
Bajar Pistón Sin Mandril para
Detectar Nivel y Fondo
Si lo Anterior es Positivo, Bajar
Copa de 2 3/8” y Completar
Servicio
Si lo Anterior es Negativo, Bajar
Copa de 2 7/8” y Completar
Servicio, de lo Contrario Informar
2. Reporte del Servicio
Servicio de Evaluación
 i)
Fecha, Nº de Pozo, Pool o Batería e identificación del
Equipo o Unidad.






ii)
iii)
iv)
v)
vi)
vii)
Diámetro del Tubo de Producción (2 ⅜”, 2 ⅞” ó 3 ½”).
Nivel Inicial del Fluido.
Nivel Final del Fluido.
Profundidad hasta donde se ha bajado el pistón.
Producción de Petróleo y Agua.
Estado Final del Pozo:
 a) Pozo queda seco y cerrado.
 b) Pozo queda seco y abierto a Tanque o Batería, con o sin bean.
 c) Pozo queda “muerto” y cerrado.
Reporte del Servicio (Continuación)
 d) Pozo queda “muerto y abierto a Tanque o Batería, con o sin bean
 e) Pozo queda “cabeceando” a Tanque o Batería, con o sin bean.
 f) Pozo queda fluyendo a Tanque o Batería, con o
sin bean
 Bean es sinónimo de reducción que se usa para efectos de control de gas y es
instalada por la Operadora.
 viii)
 ix)
 x)
 xi)
xii)
 xiii)
Presión por Tubos y Forros.
Nº de Corridas.
Distribución del tiempo en Montaje, Desmontaje, Pistoneo,
Mantenimiento, Otros. Indicando en cada caso hora de inicio y final.
Consumo de copas y caucho economizador.

Problemas o Incidentes durante el trabajo: presencia de arena,
dificultad al bajar el conjunto por colapso o por gas, etc.
Información de cualquier otro requerimiento de la Operadora, como la
de medición por cada hora de pistoneo.

Servicio de
Producción
: Todo, menos xii y xiii
3. Muestreo
No Recibió
Indicación
• Tomar muestra en la primera jalada,
a la mitad y en la última jalada
Si Recibió
Indicación
• Llegar a la situación indicada y
tomar la muestra
4. Medición del Cable
 Ln = 3.1416 L ( D + (2n-1) d)








(1)
12 d
Lt = 3.1416 n L (D + nd)
(2)
12 d
Donde:
Ln = Longitud de cable de cada capa, en pies
Lt = Longitud total de cable en el tambor, en pies
L = Ancho del tambor, en pulgadas
D = Diámetro del tambor vacío, en pulgadas
d = Diámetro del cable, en pulgadas
n = Número de capas o camas enrolladas en el tambor
Cálculos para:
Tambor: L=42, D=13 1/8, B=34 ½
Cable: d= 9/16=0.5625
Nº
Capa
3.1416L
12d
3.1416nL
12d
2n-1
(2n-1)d
Ln=Long
Capa
Lt=Long
Acum.
1
19.5477
19.5477
1
0.5625
13.6875
13.687
5
268
268
2
19.5477
39.0954
3
1.6875
14.8125
14.25
290
557
3
19.5477
58.6431
5
2.8125
15.9375
14.812
5
312
869
4
19.5477
78.1908
7
3.9375
17.0625
15.375
334
1202
5
19.5477
97.7385
9
5.0625
18.1875
15.937
5
356
1558
6
19.5477
117.2862
11
6.1875
19.3125
16.50
378
1935
D+(2n-1)d D+nd
TABLA PARA MEDIR CABLE DESENROLLADO EN UN TAMBOR DE "SWAB" O PISTONEO, EN PIES
Nº CAPAS
19
18 1/2
18
17 1/2
17
16 1/2
16
15 1/2
15
14 1/2
14
13 1/2
13
12 1/2
12
11 1/2
11
10 1/2
10
9 1/2
9
8 1/2
8
7 1/2
7
6 1/2
6
5 1/2
5
4 1/2
4
3 1/2
3
2 1/2
2
1 1/2
1
1/2
0
LONGITUD POR CAPA LONGITUD EN EL TAMBOR LONGITUD DESENROLLADA Nº CAPAS DESENROLLADAS
663
641
619
597
575
553
531
509
487
465
443
421
400
378
356
334
312
290
268
0
8844
8512
8181
7860
7539
7230
6920
6621
6322
6035
5747
5470
5194
4928
4662
4407
4153
3909
3665
3432
3200
2978
2756
2545
2335
2135
1935
1746
1558
1380
1202
1035
869
713
557
412
268
134
0
0
332
663
984
1305
1615
1924
2223
2522
2809
3097
3374
3651
3916
4182
4437
4691
4935
5179
5412
5644
5866
6088
6299
6509
6709
6909
7098
7286
7464
7642
7809
7975
8131
8287
8432
8577
8710
8844
0
1/2
1
1 1/2
2
2 1/2
3
3 1/2
4
4 1/2
5
5 1/2
6
6 1/2
7
7 1/2
8
8 1/2
9
9 1/2
10
10 1/2
11
11 1/2
12
12 1/2
13
13 1/2
14
14 1/2
15
15 1/2
16
16 1/2
17
17 1/2
18
18 1/2
19
Comparación de Medidas
5.
Cubicación de Recipientes que se Usan en la
Operación
 Cubicación o Determinación del Factor de un Tanque de Forma Cilíndrica
Vertical
 Volumen del tanque cilíndrico = V= Ah , donde A es el área de la base del
tanque y h es la altura
 Factor = F= V/h = A = (3.1416) D2 = 0.785 D2

4
 Ejemplo para un tanque de 200 barriles (nominal) con 12 pies de diámetro y 10
pies de altura, entonces el factor para este tanque será: 0.785 (144)2 pulg2 = 16,278
pulg2, pero este valor debemos expresarlo en barriles por pulgada:
16278 pulg2 x 1 gal x 1 bl = 1.68 bls , siendo éste el factor
231 pulg3 42 gal
pulg
Tanque totalmente lleno = 1.68 bls/pulg x 10 pies x 12 pulg/pie = 201.6 bls
Cubicación o Determinación del Factor de un Tanque
Rectangular
 Volumen del tanque rectangular = V= Ah , donde A es el área de la
base del tanque y h es la altura
 Factor = F= V/h = A = a x l, donde a es el ancho del tanque y l el
largo
 Ejemplo para un tanque de 12 pies de ancho, 30 de largo y 5 de
altura:
 Factor = F = a x l = 144 pulg x 360 pulg = 51,840 pulg2, lo cual es lo
mismo que:
51,840 pulg2 x 1 gal x 1 bl = 5.34 bls , siendo éste el factor
231 pulg3 42 gal
pulg
Cubicación de un Recipiente Elíptico
 Donde:
 L = Longitud del tanque
 H = Altura del líquido ( 0 ≤ H ≥ 2b)
 2 a = Diámetro mayor
 2 b = Diámetro menor (H se mide en este eje)
 v = Volumen (la unidad de volumen, dependen de las unidades de L, a
y b)
 ACOS (1-H/b) = Arco o ángulo en radianes cuyo coseno es (1-H/b)
Cubicación de un Recipiente Cilíndrico Horizontal
Cubicación de Recipiente Elíptico-Rectangular
 Para preparar una tabla de cubicación solamente se
opta por sumar a la fórmula usada para tanque
elíptico, hasta la altura equivalente a la mitad del
diámetro menor, la usada para cisternas rectangulares
 Ejemplo para una cisterna cuya parte inferior es la
media elipse de la cisterna presentada anteriormente
(a=48, b=31 y L=166.25) y la parte superior es un
rectángulo con un alto total de 44 pulgadas.
 Esto significa que la base hipotética del rectángulo es
96 pulgadas de ancho y 166.25 pulgadas de largo;
siendo 13 pulgadas la altura
Cubicación de Recipiente Elíptico-Rectangular
96 pulg
166.25 pulg
13 pulg
31 pulg
 Para los primeros 31 pulgadas de altura la tabla será la misma que la
calculada para la cisterna elíptica anterior y para los siguientes 13
pulgadas debemos calcular previamente el factor, luego el volumen
incremental por pulgada o por longitud y sumarlo al volumen de la
media elipse:
Factor Parte = 96 x 166.25 = 15,960 pulg2 x 1 gal x 1 bl = 1.6 bls
Rectangular
231pulg3 42 gal
pulg
 Esto significa que por cada pulgada de fluido que se agregue en la
cisterna (parte elíptica) se estará agregando 1.6 barriles de fluido en el
total de la cisterna.
Cubicación de Recipiente Elíptico-Rectangular
6. Capacidad de Tubería y Forros de Producción de
Mayor Uso
7.Operación de Pistoneo en un Pozo que Produce
Petróleo y Agua
7. Producción de Petróleo y Agua (Continuación)
 Procedimiento para calcular el volumen de petróleo y agua:
i) Estar alerto en las primeras jaladas, si sale petróleo y luego el agua, mida el volumen
de petróleo recuperado en barriles, este será el volumen Pt.
ii) Calcule el volumen total de petróleo (Pea +Pt) que se va a recuperar, determinando
previamente la columna del petróleo Cp ,dividiendo el volumen Pt entre la capacidad
o factor (Bls/Pie) que corresponde a los tubos que se está usado en el pozo (ver tema
anterior 6); entonces, el volumen total de petróleo (Pea +Pt) será la columna de
petróleo Cp multiplicada por la capacidad o factor (Bls/Pie) de los forros de
producción del pozo
iii) Con la información de la profundidad del niple de asiento (NA) y el nivel inicial (NI)
de fluido encontrado en el pozo, determine la columna de agua (Ca), restando de la
altura total de líquido (NA-NI) la columna de petróleo
Cp.
7. Producción de Petróleo y Agua (Continuación)

iv Calcular el volumen de agua (At+Aea) multiplicando la columna de agua
Ca por el factor o capacidad (Bls/Pie) de los forros de producción del
pozo, y
v) Evalúe y analice económicamente el beneficio de recuperar el volumen
de petróleo (Pea +Pt), a pesar de la recuperación del volumen de agua
(Aea +At) no compensada y tome la decisión más adecuada, para seguir o
retirase del pozo
vi)Ejemplos:
a) Tubería de 2 ⅜” de 4.7 lbs/pie en forros de 4 ½” de 11.6 lbs/pie
b) Tubería de 2 ⅜” de 4.7 lbs/pie en forros de 5 ½” de 17.0 lbs/pie
Volumen de petróleo 6.5 barriles, NA 5000 pies y NI 1200 pies
7. Producción de Petróleo y Agua (Continuación)
a) Primer caso, tubería de 2 ⅜” de 4.7 lbs/pie en forros de 4½” de 11.6 lbs/pie:
a.1) Columna de petróleo Cp = 6.5 bls / 0.0039 bls/pie= 1,667 pies
a.2) Volumen de petróleo (Pea +Pt)= 1,667 pies x 0.0155 bls/pie
= 26 barriles
a.3) Columna de agua Ca = (5,000 pies – 1,200 pies) – 1,667 pies
= 2,133 pies
a.4) Volumen total de agua (At + Aea) =2,133 pies x 0.0155 bls/pie
= 33 barriles; entonces
a.5) La producción total mínima del pozo será 26 barriles de petróleo con
33 de agua; comúnmente denominada: 26x33
7. Producción de Petróleo y Agua (Continuación)
 b) Segundo caso, tubería de 2 ⅜” de 4.7 lbs/pie en forros de 5 ½” de
17.0 lbs/pie
b.1) Columna de petróleo Cp = 6.5 bls / 0.0039 bls/pie= 1,667 pies
b.2) Volumen de petróleo (Pt +Pea) = 1,667 pies x 0.0232 bls/pie
= 39 barriles
b.3) Columna de agua Ca = (5,000 pies – 1,200 pies) – 1,667 pies
= 2,133 pies
b.4) Volumen total de agua (At +Aea) = 2,133 Pies x 0.0232 Bls/Pie
= 50 Barriles; entonces
b.5) La producción total del pozo será 39 barriles de petróleo con 50 de agua;
comúnmente denominada: 39 x 50
8. Operaciones Contraincendio
El Fuego es una Reacción Química
CxHy
+
(x+y/4)O2
OXÍGENO
COMBUSTIBLE
DIOXIDO DE CARBONO
xCO2
+
AGUA
y/2H2O
Combustión Incompleta
CxHy
+
(x/2+y/4)O2
OXÍGENO
COMBUSTIBLE
MONÓXIDO DE CARBONO
xCO
AGUA
+
y/2H2O
Combustión del Metano
CH4 + 2 O2 = CO2 + 2H2O
Partes de un Extintor Ansul (Tipo ABC)
Relación entre la Teoría y la Práctica
MODELO
TEORÍA
PRÁCTICA
MODELO