MANUAL DE OPERACIONES SERTECPET CIA. LTDA. INDICE. CAPITULO I: PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS ORIGEN DEL PETROLEO MADURACION ROCA FUENTE ROCA ALMACENADORA ROCA SELLO TRAMPAS TIPOS DE TRAMPAS TRAMPAS ESTRUCTURALES TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMIENTO DE CRUDO COMPLETACION TIPICA DE UN POZO COMPLETADO PARA PRODUCCION CON BOMBEO HIDRAULICO PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD PROPIEDADES DE LA ROCA INTERFACES MECANISMOS DE EMPUJE CORRELACIONES CAPITULO II: PRINCIPIOS BASICOS DE HIDRAULICA PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS ECUACION FUNDAMENTAL DE PRESION PRINCIPIO DE ARQUIMIDES HIDROSTATICA CUERPOS SUMERGIDOS NIVEL DE TANQUES ALTURA DE PIERNA HIDRAULICA DINAMICA DE FLUIDOS ECUACION DE LA CONTINUIDAD VELOCIDAD EN TUBERIAS
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FLUJOS Y PÉRDIDAS EN TUBERIAS ECUACION DE BERNOULLI EFECTO VENTURI VELOCIDADES EN TUBERIA FLUJO ANULAR CAPITULO III INTRODUCCION AL BOMBEO HIDRAULICO. DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW COMPLETACION TIPICA DE POZO PARA BOMBEO HIDRAULICO BOMBEO HIDRAULICO CON JET CLAW TEORIA DE FUNCINAMIENTO DE BOMBA JET CLAW NOMENCLATURA DE BOMBA JET CLAW BOMBA JET CLAW REVERSA BOMBA JET CLAW DIRECTA OBSERVACIONES DE OPERACIÓN DE BOMBA JET CLAW DAÑOS MAS FRECUENTES EN LAS BOMAS JET CLAW
CAPITULO IV PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ASENTAMINETO Y DESASENTAMIENTO DE EMPACADURAS (PACKERS) REPARACION E INSPECCION DE EMPACADURAS ESPECIFICACIONES DE EMPACADURAS TIPOS DE COMPLETACIONES PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCION DE POZOS CON BOMBA JET CLAW PROCEDIMIENTO DE CAMBIO DE BOMBA JET CLAW PROCEDIMIENTO DE OPERACIONES DE UNIDADES DE BOMBEO MTU. CARACTERISTICAS TECNICAS
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DESCRIPCION DE PARTES MOTOR DIESEL SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE SISTEMA DE LUBRICACION SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION SISTEMA DE ENCENDIDO PROGRAMACION DE MANTENIMEINTO DE UNIDADES MTU. ESPECIFICACIONES DE PARTES BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H REDUCTOR DE VELOCIDADES FLUID END CAJA DE VELOCIDADES SEPARDOR DE PRUEBA BOMBA BUSTER PROCEDIMEINTO DE REPARACION DE FALLAS EN UNIDADES MTU. PROGRAMACION DE MEMORY GAUGES
CAPITULO I PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS ORIGEN DEL PETROLEO Contrario a las creencias populares, el petróleo NO PROVIENE de los dinosaurios. Nuevas teorías apuntan a que el petróleo se formó a partir de organismos unicelulares que al morir se depositaron en el fondo de los mares, ríos o lagos.
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Hoy en día se cree que el petróleo proviene de organismos unicelulares En realidad fueron necesarias millones y millones de estas criaturas muertas para formar gruesas capas de sedimentos orgánicos, que posteriormente se madurarán en petróleo. MADURACION Durante miles de años, capas de lodo y sedimentos orgánicos (organismos muertos) se fueron apilando poco a poco en el fondo del océano, a tal punto que pueden tener hasta varios kilómetros de profundidad. Las capas más recientes fueron enterrando cada vez más a las capas más antiguas, sometiéndolas a mayor presión y temperatura. Después de miles y miles de años y con la ayuda de algunas reacciones químicas, la capa de sedimentos orgánicos que ha sido enterrada, se convierte en roca. A esta roca se le llama roca fuente y es de donde proviene el crudo.
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Organismos unicelulares muertos
Roca fuente
Formación de las capas de sedimentos
ROCA FUENTE: La roca fuente más común es la black shale (loza negra), y se forma a partir de los depósitos orgánicos enterrados. Para formar la roca se requiere de mucho tiempo, presión y temperatura. Entre más profundo esté la capa, mayor es la temperatura. Para generar crudo, la temperatura de la capa debe estar entre los 65 ºC y 150 ºC. Si la temperatura supera este rango, el crudo se convierte en gas natural Este rango de temperaturas se da entre los 2.100 y 5.500 metros de profundidad, aproximadamente. A esta zona donde se genera el crudo se le conoce como ventana de crudo (oil window). La roca fuente produce, más no almacena el crudo. Si no se halla algo donde se pueda almacenar el hidrocarburo, este se dispersará por la tierra y se perderá irremediablemente.
ROCA ALMACENADORA El crudo formado en la roca fuente no sirve de nada a menos que se acumule en un sitio. La roca almacenadora (reservoir rock) es una piedra que contiene poros, donde el crudo llega y es almacenado; funciona de manera similar a una esponja, que absorbe agua en su interior debido a que contiene poros. La roca almacenadora más común es la piedra arenisca (sandstone) que contiene millones de diminutos poros donde el crudo es atrapado.
6 Otro tipo de roca almacenadora es la piedra caliza (limestone). Si la roca almacenadora tiene muchos espacios (poros) en su interior, podrá acumular más crudo. A esto se le conoce como porosidad de la roca.
Roca almacenadora
ROCA SELLO A diferencia de las rocas almacenadoras, las rocas sellantes tienen unos poros tan pequeños, que el crudo no puede pasar a través de ellas. Por lo tanto funcionan como barreras al paso del fluido (son impermeables). Un ejemplo típico de roca sello es la arcilla. Las rocas sellantes con la ayuda de un proceso geológico, pueden llegar a formar una trampa, donde el crudo es retenido y forma un yacimiento.
Roca sello
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TRAMPAS La roca almacenadora acumula crudo, pero no en suficientes cantidades como para traerlo a la superficie. Para que se forme un yacimiento, es necesario que exista una barrera para detener el crudo y acumularlo en grandes cantidades. A esto se le llama trampa. Las trampas se pueden formar por deformaciones estructurales (movimiento de las capas al interior de la tierra) o por cambios en la estructura de la roca. Es importante anotar que el crudo no se encuentra en enormes cavernas al interior de la tierra, sino dentro de rocas sólidas (roca almacenadora) que contienen poros en su interior. TIPOS DE TRAMPAS TRAMPAS ESTRUCTURALES Las trampas formadas por deformación estructural (trampas estructurales), se deben al movimiento de la tierra. Las más importantes son: Anticlinal Cuando las capas planas son empujadas hacia arriba y el crudo queda atrapado entre rocas sellantes (rocas no porosas).
Falla Geológica Se forma por el rompimiento de las capas debido a una falla geológica, la misma donde se originan los terremotos.
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TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS Son las trampas formadas por cambios en la estructura de la roca Trampas Estratigráficas (Stratigraphic traps) Se debe a los cambios en la estructura de la roca. Una roca que en un lado es arenisca se puede volver arcilla en otro lado, estando dentro de la misma capa en el subsuelo.
La trampa pinch-out (pinchada) es un tipo de trampa estratigráfica.
CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMINETO DE CRUDO Para que se forme un yacimiento de crudo y/o gas, se deben dar tres cosas: • Debe haber una roca fuente, que genere el crudo. • Una roca de reserva debe atrapar ese crudo generado. • La roca de reserva debe quedar atrapada en una trampa. Si alguno de los anteriores procesos llega a faltar, no se puede formar un yacimiento de hidrocarburos. Ahora, la posibilidad de que estas tres condiciones se cumplan es muy baja. Por lo tanto, encontrar un yacimiento de petróleo requiere - además de rigurosos estudios geológicos - un toque de buena suerte.
PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD Presión estática de Fondo (P*)
9 Es la presión que ejercen las rocas en el yacimiento, La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera. Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción. Presión de fondo fluyente (Pwf) Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide en frente de las perforaciones (donde se cañoneó).
Draw Down (DD) Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo.
DD P* Pwf
Indice de Productividad (IP) Es una relación entre el caudal y el DD que indica la capacidad de un pozo para producir. Las unidades son BPD/psi. IP
Caudal DD
Presión de Burbuja (Pb, psi) Es aquella condición de presión y temperatura a la cual se forma la primera burbuja de gas. A partir de este punto se hace significativa la producción de gas en un pozo productor. Presión del punto de burbuja (Pb, psi) Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas, g, la gravedad específica del petróleo, o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo Gas en solución GOR. SCF/STB. Se denota como Rs, denominada solubilidad del gas en petróleo, razón de gas disuelto y relación de gas petróleo, RGP (en Ingles GOR). Se define como la cantidad de gas medida a condiciones de superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie, los factores que afectan el GOR en el petróleo son:
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La presión, al aumentar la presión, aumenta el GOR. La temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye el GOR. El grado API. Al aumentar, aumenta el GOR.
ESQUEMA DE PRESIONES EN LA FORMACION
P*
Pwf
PROPIEDADES DE LA ROCA POROSIDAD (Ф) La porosidad indica el porcentaje de la roca de reserva que es hueco, debido a los poros. En otras palabras, indica la cantidad de petróleo que puede almacenar la roca, respecto a su tamaño.
11 Una porosidad del 20% indica que el 20% del volumen de la roca contiene fluidos y el 80% restante es roca sólida. POROSIDAD
CARACTERISTICAS DE LA ROCA
0–5%
Despreciable
5 – 10 %
Pobre
10 – 15 %
Regular
15 – 20 %
Buena
Más de 20%
Excelente
Poros Roc a Si un yacimiento de petróleo tiene muy baja porosidad, el volumen de petróleo no es factible desde el punto de vista económico. PERMEABILIDAD (K). La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies (md). Entre más milidarcies tenga la roca almacenadora, más fácil fluye el crudo. PERMEABILIDAD
CARACTERISTICAS DE LA ROCA
1 – 10 md
Aceptable
10 – 100 md
Buena
Más de 100 md
Excelente
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INTERFASES La roca almacenadora no retiene crudo únicamente. Generalmente se encuentran tres productos dentro de ella: gas, crudo y agua.
Debido a la diferencia de densidades, en la parte superior se acumula el gas, en la del centro el crudo y en la parte más baja se deposita el agua. Gas Rocas sellantes (impermeables) Gas - Crudo
Crudo Crudo - Agua Agua
Roca almacenadora (porosa)
Yacimiento
Con esto, se forman dos interfases o zonas de contacto: • Gas - Crudo Crudo - Agua
MECANISMOS DE EMPUJE El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en el yacimiento, lo que facilita su extracción. Hay varios tipos de empuje, pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de gas.
13 Empuje hidráulico El agua por debajo del crudo ejerce un empuje vertical, desplazándolo y ocupando su lugar. En el oriente Ecuatoriano se produce con este mecanismo de empuje la zona HOLLIN
Empuje de Gas A medida que el crudo es extraído del yacimiento, el gas se comienza a expandir y empuja el crudo hacia abajo. En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO. U, T.
Empuje de Gas en Solución Un tipo de sistema de empuje de reservorio en la que la energía para el transporte y la producción de fluidos en los yacimientos se deriva del gas disuelto en el líquido. Cuando los fluidos del yacimiento entran en el pozo, por el cambio de presión, esto causa la ruptura del gas en solución y crea un flujo consolidado de gas y líquido que ayuda a la producción. En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO: U, T.
14 PROPIEDADES PVT Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen esta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por estas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada. CORRELACIONES A continuación se presentan las correlaciones más usadas para el calculo del IPR, en el Software Claw, para los diferentes tipos de crudos producidos en diferentes países con pozos en Producción con bomba Jet Claw.
Correlación de Standing: Fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petróleos de California. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datos usados para desarrollar el método y resultó ser 4,8 % a una presión de 106 psi. Los gases involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de Hidrógeno. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades insignificantes. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en cuenta que las características de los petróleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el método. Fuera de éste rango se incurre en un margen de error. Parámetro Rango Pb 130 a 7000 psi TF 100 a 258 °F Rsb 20 a 1.425 pcn/BF API 16.5 a 63.8 γg 0.59 a 0.95 Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
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…Para reservorios Saturados …Para reservorios Subsaturados Correlación de Vasquez & Beggs: Es una correlación generalmente aplicada, contiene ecuaciones para GOR, Factor volumétrico del petróleo y Compresibilidad del petróleo. Fue desarrollada a partir de 600 análisis PVT de crudos de todo el mundo. Un total de 6004 datos medidos. La exactitud de la correlación es mayor si se divide en rangos de gravedad específica del petróleo (API>30 o API<30) Parámetro Rango Pb 50 a 5250 psi TF 70 a 295 °F Rsb 20 a 2070 pcn/BF API 16 a 50 γg 0.56 a 1.18
Presión de burbuja
C1 C2 C3
ºAPI<=30 0.0362 1.0937 25.7240
ºAPI>30 0.0178 1.1870 23.9310
Solubilidad (GOR)
Los coeficientes C1, C2 y C3 son los mismos utilizados en Pb. Factor Volumétrico del petróleo (βo)
API ≤ 30 C1 = 4.68E-04 C2 = 1.75E-05 C3 = -1.81E-08
API > 30 C1 = 4.67E-04 C2 = 1.10E-05 C3 = 1.34E-09 …Para reservorios subsaturados
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Correlación de Al-Marhoun: Contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja, GOR y Factor volumétrico del petróleo para Crudos de Arabia Saudita. Se utilizó 75 análisis PVT de muestras de fondo de 62 yacimientos, de Crudos de Arabia Saudita. El autor afirma que las correlaciones deberían ser válidas para todos los tipos de mezclas de gas-petróleo que comparten propiedades similares a los utilizados en la derivación. Según el autor, el promedio de los errores y las desviaciones estándar fueron menores con la correlación de Al-Marhoun que con las correlaciones de Standing y Glaso para los crudos de Arabia Saudita. Error promedio relativo 0.03%. Pb TF Rsb API γg
139 a 3513 psi 74 a 240 °F 20 a 1602 pcn/BF 14.3 A 44.6 0.752 a 1.367
Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
Correlación de Petrosky – Farshad: Esta correlación contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja, GOR, Factor volumétrico del petróleo y compresibilidad del petróleo para Crudos del Golfo de México. La correlación fue desarrollada con ejemplos de fluidos tomados de pozos offshore de Texas y Louisiana.
17 Los autores afirman que estas correlaciones proporcionar mejores resultados que otras correlaciones para el Golfo de México, incluidos los publicados por Standing, Vásquez & Beggs, Glaso y Al-Marhoun. Pb TF Rsb API γg
1574 a 6523 psi 114 a 288 °F 217 a 1406 pcn/BF 16.3 – 45 0.578 a 0.852
Presión de burbuja
Solubilidad (GOR)
Factor Volumétrico del petróleo (βo)
….Para reservorios Saturados …………..Para reservorios Subsaturados
Compresibilidad del petróleo (co)
…Para reservorios Saturados
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….Para reservorios Subsaturados
CAPITULO II CONCEPTOS BASICOS DE HIDRAULICA El conocimiento de los principios fundamentales que rigen y describen el comportamiento de los diversos fluidos en su estado estático o en movimiento, son de vital importancia en el desarrollo de procesos relacionados con la industria petrolera. La mecánica de fluidos estudia los fluidos tanto en estado de equilibrio (hidrostática), como en movimiento (hidrodinámica). Los fluidos desempeñan un interés excepcional en la ingeniería, ya que miles de procesos los involucran constantemente. Propiedades de los Fluidos: Un fluido es una sustancia que se mueve o desplaza cuando recibe fuerzas de corte. Los fluidos se clasifican en líquidos y gases. Líquido Fluido sometido a fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido de tal manera que su volumen es definido pero su forma no. Ligeramente compresible y su densidad no varia casi con temperatura y la presión.
Líquido Gas Fluido que consta de partículas en movimiento que chocan entre sí y tratan de dispersarse de tal manera que No tienen forma ni volumen definido y llenará completamente cualquier recipiente en el que se coloque. Los gases son compresibles y su densidad varia con temperatura y presión.
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Gas Densidad (ρ): La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen que ocupa. masa ρ volumen La unidad de medida en el Sistema Internacional es kg/m3. También se utiliza en g/cm3 y Lb masa/ft3 para el sistema Inglés. agua= 62,37 Lb masa/ft3 Sustancia
Densidad (g/cm3)
Sustancia
Densidad (g/cm3)
Aceite
0.8-0.9
Bromo
3.12
Ácido sulfúrico
1.83
Gasolina
0.68-0.72
Agua
1.0
Glicerina
1.26
Agua de mar
1.01-1.03
Mercurio
13.55
Alcohol etílico
0.79
Tolueno
0.866
Presión (P): Se define como un esfuerzo por unidad de área. La presión de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones.
20 Fuerzas actuando sobre cuerpo sumergido y sobre paredes del recipiente.
P
fuerza F área A
La unidad de medida en el Sistema Internacional es el Pascal (Pa). El sistema inglés usa el PSI (Lbs/pulg2) Temperatura (T): La temperatura es una medida de la energía térmica o grado de calor que posee un cuerpo. La unidad de medida en el Sistema Internacional son los grados centígrados (°C). El sistema americano utiliza los grados Fahrenheit (°F). Temperatura estándar = 60 °F
0
9 F * 0C 32 5
Peso Específico (P.E.): Es una relación entre el peso de una sustancia y el volumen que ocupa (no confundir peso con masa). Sus unidades son Libras por pie cúbico [Lb/ft3]. IMPORTANTE.- La densidad es la relación entre masa y volumen. El peso específico es la relación entre peso y volumen. Recuerde que gramos o Kilogramos son MASA, no peso Peso sustancia P.E Volumen Gravedad Específica (γ): La densidad relativa o Gravedad especifica (G.E o ) es un número adimensional que expresa la relación del peso del cuerpo al peso de un volumen igual de una sustancia que se toma como referencia. Para líquidos tomamos como referencia el agua y para gases tomamos al aire a 14.7 psi de presión y 60ºF de temperatura. G.E agua= 1,0
G.E
Masa de la sustancia en un volumen Masa del agua en el mismo volumen
21 Sustancia Agua Aceite Alcohol Glicerina Mercurio
Densidad (kg/m3) 1000 900 790 1260 13550
G.E 1 0.9 0.79 1.26 13.55
Tensión Superficial: Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de fuerzas atractivas en todas las direcciones siendo la resultante nula, pero si la molécula está en la superficie sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión superficial llamada tensión superficial. Un zancudo puede pararse en el agua debido a que su presión no vence la tensión superficial. La tensión superficial en una gota de agua es la que mantiene su forma. Viscosidad: Es la medida de la resistencia de una sustancia a fluir; a mayor viscosidad es más difícil que fluya. Depende del tipo de fluido, temperatura y presión. La Viscosidad disminuye al aumentar la temperatura pero no se ve afectada apreciablemente con el cambio de presión. •
Viscosidad Absoluta o dinámica (µ) :
Expresa el grado de resistencia al flujo. Sus unidades son: [N*Seg/m2] (Sistema Internacional)), CentiPoises (Cp) (API). 1 N*Seg/m2 = 1000 Cp •
Viscosidad Cinemática ():
Expresa el cociente entre viscosidad absoluta y densidad del fluido. = Viscosidad absoluta/Densidad del fluido. [m2/seg] (Sistema Internacional), CentiStokes (cSt) (API). 1 m2/seg = 1’000.000 cSt µ agua= 1,0 Centipoise a 60 °F
µ kerosene= 6,5 Centipoise a 100 °F
Ecuación Fundamental: La estática de los fluidos afirma que la presión depende únicamente de la profundidad. Cualquier aumento de presión en la superficie se propaga por todo el fluido.
22
P
F A
Variación de presión con profundidad: Considerando una porción de fluido y teniendo en cuenta que se encuentra en equilibrio debido a: • El peso, que es igual al producto de la densidad del fluido, por su volumen y por la intensidad de la gravedad • La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara inferior. • La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara superiorr. Si el punto está a una profundidad h. Po es la presión en la superficie del fluido (la presión atmosférica) y p la presión a la profundidad h. Tenemos:
P P0 gh
Donde: [Kg/m3] P[Pascal] g [m/Seg2] h [m]
Presión Atmosférica: Para medir la presión atmosférica, Torricelli empleó un tubo largo cerrado por uno de sus extremos, lo llenó de mercurio y le dio la vuelta sobre una vasija de mercurio. El mercurio ascendió hasta una altura h=0.76 m al nivel del mar. Dado que el extremo cerrado del tubo se encuentra casi al vacío Po=0, y sabiendo la densidad del mercurio es 13.55 g/cm3 ó 13550 kg/m3 la presión atmosférica es: Patm= rgh= 13550*9,81*0,76 = 101023 Pa
23 Patm= 14,7 Psi en unidades Petroleras (API). P0=0 h
Principio de Arquímedes: El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso del fluido desalojado. La explicación del principio de Arquímedes consta de dos partes como se indica en las figuras El estudio de las fuerzas sobre una porción de fluido en equilibrio con el resto del fluido. La sustitución de dicha porción de fluido por un cuerpo sólido de la misma forma y dimensiones.
Empuje fliudo *Vdesalojado* g Donde:
[Kg/m3]
g [m/Seg2]
V [m3]
Empuje [N]
Hidrostática: Estudio de las condiciones de equilibrio de los líquidos y las presiones que estos ejercen. Es un estado en el cual cada partícula fluida permanece en reposo o no tiene movimiento relativo respecto a las otras partículas. La presión estática es:
P P0 gh
[Kg/m3] g [9.8 m/Seg2] h [m] P [Pascal]
24 En unidades petroleras y reemplazando la densidad por la gravedad específica del fluido tenemos: P P0 0,433 * G.E fluido * h
Po [psia]
h [pies] P [psia]
También podemos determinar la G.E del crudo en relación de su gravedad API:
API
141,5 131,5 G.Ecrudo
Y podemos determinar la gravedad especifica de una mezcla dependiendo del porcentaje de cada fluido. Para una mezcla de las sustancias A (agua) y B (crudo) en cierto porcentaje tenemos: A: 20% B: 80% G.EA: 1.0 G.EB: 0.88 Po = P. Atmosférica G.EMezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8 G.Emezcla= 1.0*0.2+0.88*0.8 G.Emezcla= 0.904 CRUDO
AGUA
Es importante recordar que la presión hidrostática depende de la altura de la columna del fluido y no del área o del diámetro del recipiente que lo contenga. (G.Ecrudo=0.88 G.Eagua=1.0) En el punto C: Pc= Po= Patmosferica = 14.7 Psi En el punto B: PB= Pc+ presión de la columna de crudo PB= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo PB= 14.7 + 0.433*0.88*5 = 14.7 + 1.9 = 16.6 Psi En el punto A: PA= Pc+ presión de la columna de crudo + presión columna de agua. PA= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo + 0.433* G.Eagua*hagua PA= 14.7 + 0.433*0.88*5 + 0.433*1.0*8 = 20.1 Psi
25
La presión total que actúa sobre el punto A es la suma de todas las presiones correspondientes a cada una de las columnas de fluidos mas la presión ejercida por la atmósfera debido a que es un recipiente abierto. Po = P. Atmosférica Punto C Crudo = 5 FT. Punto B
Agua = 8 FT.
Punto A Cuerpos sumergidos: Como describe el principio de Arquímedes todo cuerpo sumergido experimentará una fuerza de empuje vertical ascendente igual al peso del fluido desalojado. En el siguiente ejemplo se observa la variación del peso de un objeto al sumergirse en un fluido. EJEMPLO: El peso de un objeto sumergido (largo=40cm, ancho=20cm, alto=20cm) en agua es 50 N, ¿cuánto pesará en el aire? Volumen del cuerpo = 0,2m*0,2m*0,4m = 0,016m3. Volumen de fluido desalojado = 0,016m3. Densidad del fluido(agua) = 1000 Kg/m3. Masa desalojada = Densidad*Volumen= 1000*0,016 = 16 Kg Fuerza de empuje (Fe)= m*g = 16*9,8 = 157 N. Como el bloque se encuentra en equilibrio se cumple que: Tensión + Fuerza de empuje (Fe) = W(peso) 50 N + 157 N = W W(peso) = 207 N. Es decir que el objeto realmente pesa 207 N pero al sumergirlo en agua pesa solo 50 N.
Niveles en tanques: Si analizamos la presión ejercida sobre la línea roja observamos que la presión que ejerce la columna de fluidos dentro del tanque (agua y crudo) debe ser igual a la presión ejercida por la columna de agua en la parte externa del tanque (pierna de agua).
26 Aplicando las leyes de la Hidrostática y teniendo en cuenta que las dos columnas se encuentran en equilibrio decimos que: Para un crudo 29,4 API. G.Eagua = 1,0 G.Ecrudo = 0,88
10´
H
28´ h
agua
crudo
H pierna
0,433*G.Ecrudo*hcrudo + 0,433* G.Eagua*hagua = 0,433*G.Eagua*hpierna 0,433*[G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua] = 0,433*[G.Eagua*hpierna] hpierna = [G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua]/ G.Eagua Reemplazando para este caso: hpierna = [0,88*10 + 1,0*28]/1,0 hpierna = 36,8 pies. Dinámica de fluidos: La dinámica estudia el movimiento de los fluidos. Se basan generalmente en la mecánica de fluidos, leyes de conservación de la masa y ley de conservación de la energía. Dos recipientes de áreas A1 y A2 están comunicados por un tubo de sección S inicialmente cerrado. Si las alturas iniciales de fluido en los recipientes h1 y h2 son distintas, al abrir el tubo de comunicación, el fluido pasa de un recipiente al otro hasta que las alturas del fluido se igualan.
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Movimiento de fluido mediante vaso comunicante Ecuación de continuidad: Esta ecuación es consecuencia del principio de conservación de la masa, es decir la masa que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido por unidad de tiempo es constante. El Caudal (Q) se define como Área transversal por velocidad:
Q A *V Las unidades del caudal son m3/seg (Sistema Internacional) y ft3/seg (API). Como en una tubería todo el líquido que entra debe salir (Caudal constante) la ecuación de continuidad establece que:
A1 *V1 A2 *V2 Q A [ft2]
V [ft/Seg]
Q [ft3/Seg]
En la figura, el área de entrada de la tubería es el doble que la de salida pero la velocidad del fluido en la salida dos veces mayor que en la entrada.
Velocidades en tuberías:
28 Conociendo el flujo (Q) en Barriles por día y el diámetro de la tubería (d), aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo tenemos: V
V [pies/seg]
0,01192 * Q d2
Q
d
S
Q [BPD] d [pulg]
Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo. Si un pozo produce 1000 BPD (barriles por día) de fluido por medio de una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:
V
0,01192 *1000 1,324 pies / seg 32
Laminar
Turbulento
Flujos y pérdidas de fricción en tuberías: El flujo (laminar o turbulento) lo determina principalmente la velocidad del fluido y el tamaño del conducto o tubería; a medida que la velocidad aumenta el flujo cambia de laminar a turbulento. Se calcula un indicador adimensional (número de Reynolds, Re) si el valor es menor a 2100 el flujo es laminar, de lo contrario es turbulento.
Re
*V * D
Las unidades deben ser API (ft, lbs, etc..). Se debe evitar el flujo turbulento porque incrementa los efectos de desgaste, erosión, y deterioro de tuberías, bombas y accesorios, sobre todo si el fluido arrastra partículas abrasivas como arenas y sólidos en suspensión. Dependiendo del tipo de flujo, diámetro de tubería, rugosidad del material, tipo de fluido, propiedades del fluido, caudal, temperatura, y muchos otros factores, existen tablas para determinar las perdidas por fricción cuando el fluido se encuentra en movimiento. Ecuación de Bernoulli:
29 En la gráfica se observan los cambios energéticos que ocurren en la porción de fluido señalada en color amarillo, cuando se desplaza a lo largo de la tubería. En la figura, se señala la situación inicial y se compara la situación final después de un tiempo Dt. Asumiendo un fluido incompresible y que las perdidas de energía por fricción son despreciables podemos realizar el balance de energía y masa. El fluido experimenta cambios de altura (energía potencial), cambios de velocidad debido al cambio en el diámetro de la tubería (energía cinética). También se cumple que la masa que entra es igual a la que sale (conservación de la masa).
Balance de energía de Bernoulli 1 1 P1 gy1 V12 P2 gy2 V22 2 2 Donde:
P [psi];
[LBU/ft3] ; g [ft/seg2] ; V [ft/seg] ; y [ft]
Efecto Venturi (Medida de flujo): Por medio de diferentes leyes se desarrolla este dispositivo que relaciona la diferencia de presión medida en cada extremo de la tubería y basado en esta diferencia calcula la velocidad del fluido y por consiguiente el flujo o caudal.
Velocidad menor
Velocidad mayor
30 Presión mayor
Presión menor
Q A1 A2
P [Pa]
2( P1 P2 ) ( A12 A22 )
[kg/m3] A [m2]
Q [m3/seg]
El venturi es un tubo con un Área de entrada mayor al de salida. Todo el caudal que entra es el mismo que sale. Cuando pasa un fluido, en el Area 1 hay más presión pero menos velocidad. En el Area 2 ocurre lo contrario. La diferencia de presiones es proporcional a la velocidad y al caudal. Efecto Venturi (Medida de flujo): Se tiene un flujo de agua a través de una tubería de 40 cm de diámetro que luego reduce a 10 cm de diámetro. La diferencia de presión es de 1275 Pa (P2-P1). Determinar las velocidades del fluido en cada diámetro y calcular el caudal (Q) en BPD. A1 = 3,1416 * (0,2)2 = 0,1256 m2 A2 = 3,1416 * (0,05)2 = 0,0078 m2 agua = 1000 kg/m3.
Q A1 A2
2( P1 P2 ) ( A12 A22 )
Q = 0,1248 m3/seg 0,1248 x 53247 Factor de cambio de unidades Q = 6837 BPD Velocidades en tuberías (flujo anular):
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Se habla de flujo anular cuando el fluido es conducido por el espacio existente entre las dos tuberías, espacio que se observa en la figura en color amarillo. Para este caso el área transversal efectiva de flujo es el área de la tubería exterior menos el área de la tubería interior. Conociendo el flujo(Q) en Barriles por día y el diámetro de las tuberías (d1 y d2), aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo, podemos calcular la velocidad del fluido.
Tubería externa
Q Tubería interna
d1
d2
Flujo anular V flujo V [pies/seg]
0,01192 * Q d12 d 22 Q [BPD] d [pulg]
Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo. Si un pozo produce 3000 BPD(barriles por día) de fluido por el espacio anular existente entre una tubería(casing) de 7’’ y una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:
V flujo V flujo
0,01192 * Q d12 d 22
0,01192 * 3000 pies 0,89 2 2 7 3 seg
Velocidad del fluido en el anular 0,89
pies seg
Formula para calcular el tiempo de llenado de fluido que falta por llenarse en el pozo:
1,40 * d1 d 2 * h tiempominutos QInyeccion 2
32 Donde:
Q = Caudal de Inyección BFPD d 1= ID anular PULG. d 2= OD. Tubing pulg. CAPITULO III
DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO. El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente que lo contiene”. La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet Claw tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.
SISTEMA DE LEVEANTAMINETO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet Claw. A continuación se detalla BHA de prueba para producción por bombeo hidráulico. COMPLETACION TIPICA DE UN POZO PETROLERO PARA BOMBEO HIDRAULICO
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CASING
TUBING
CAMISA BOMBA JET
FORMACIÓN
jetJET LLET
EMPACADURA
DESCRIPCION DE PARTES DEL ESQUEMA: TUBING.- Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción, dependiendo del tipo de bomba Jet Claw a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa. CASING.- Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir como tubería de producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del tipo de bomba Jet a utilizarse.
34 CAMISA.- En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo “L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet Claw, de acuerdo a la posición del clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del pozo y en la bajada de los BHA de prueba. BOMBAJET.- Bomba Jet Claw que permite la producción del pozo, mas adelante en este documento se ampliara su definición. EMPACADURA DE PRUEBA.- Es conocida también con el nombre de packer de prueba, que permite el aislamiento de la zona de producción. FORMACION.- Zona productora de petróleo BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET TEORÍA GENERAL Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles, su principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo del pozo, se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del fluido del pozo. La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes. Otra ventaja de las bombas jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena.
TEORÍA DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de nozzle y garganta “venturi “. Diferentes configuraciones geométricas (áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción.
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El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el subsuelo, donde llega al nozzle con una presión total que se designa como (P1). Este fluido a presión alta se dirige, entonces, a través del nozzle, lo que hace que la corriente de fluido tenga alta velocidad y baja presión. La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción deseado (Q3). Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta la sección de área constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la presión constante. Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que aumenta el área y la presión se incrementa. Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para levantar la mezcla de fluido de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la superficie. Las partes importantes de la bomba jet es el nozzle y la garganta y sus correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes (AN), (AT).. El área interna de cada una de ellas determina el rendimiento de la bomba. El valor de la relación de estas áreas AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @ 30% de esta relación adimensional. El volumen de fluido motriz utilizando será proporcional al tamaño de la boquilla. El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la cavitación responden sensiblemente a esta área. En fig # 01 se muestra la nomenclatura de la bomba jet. NOMENCLATURA DE BOMBA JET.La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio:
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El nozzle se lo denominara con un Número (# 10) La garganta se la denominara con una letra ( J )
6 7 8 9 10 11
0,0086 0,0111 0,0144 0.0159 0.0175 0,0310
BOMBA
F G H I J K
0,0215 0,0278 0,0359 0,0464 0.0526 0,0774
10 J
DESCRIPCION DE PARTES Y PIEZAS BOMBA JET CLAW ® REVERSA: La bomba Jet Claw® Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente se obtenga el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable, es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing. En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el espacio anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing.
37 En la evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST. Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales de las mismas, las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT. Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena, donde los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así, que se produzcan la acumulación de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los tratamientos de limpieza con ácidos, se evita que estos tengan contacto con el casing. Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500 PSI. Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con una unidad de slick line. Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges, para realizar build-up o para ensamblar en la misma los muestreadores para el análisis PVT, minimizando el tiempo y costo de las operaciones.
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DISCHARGE BODY HOUSING NOZZLE
OUTER TUBE
UPPER PACKING MANDRELL ADAPTER EXTENSION FISHING NECK BOTTON PLUG
NOZZLE CHEVRON PACKING END Y CENTER ADAPTER HOUSING TROHAT
NOZZLE RETAINER DIFUSOR GARGANTA
BOMBA JET CLAW ® DIRECTA O CONVENCIONAL: La bomba Jet Claw® Convencional se utiliza comúnmente para la producción continua de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción.
39 Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en una camisa deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del pozo mas la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. En este tipo de bomba, también se pueden alojar en el interior los memory gauges para realizar build-up, o los muestreadores para realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y minimizando el costo. En pozos con el casing deteriorado es recomendable utilizar solamente este tipo de bomba, debido a que la prisión de retorno por el espacio anular es baja.
UPPER PACKING MANDRELL HOUSING NOZZLE
EXTENSION ADAPTER
DISCHARGE BODY FISHING NECK
BOTTOM PLUG
NOZZLE RETAINER
CHEVRON PACKING
END Y CENTER ADAPTER HOUSING TROHAT
DIFUSOR
OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET OUTER TUBE CLAW PRUEBA DE INYECTIVIDAD Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora
DESPLAZAMIENTO DE BOMBA JET
40 La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing este lleno y sea del mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño no se puede desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la bomba con slick line. COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS EN BOMBA JET CLAW La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos. Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie. PROFUNDIDAD DE LA BOMBA La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad de los punzados TVD PROFUNDIDAD VERTICAL Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de descarga de la bomba JET CLAW), Este dato debe ser aplicado en el software en el icono de profundidad de bomba MD MEASUREMET DEPTH ( TUBERIA MEDIDA) Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las perdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba JET CLAW.
DAÑOS MÁS FRECUENTES EN EL BOMBEO JET CAVITACIÓN La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o gas a líquido), provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión de vapor). TAPONAMIENTO DE NOZZLE.- Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área del nozzle, incrementándose inmediatamente la presión de operación, debiéndose reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área del nozzle, verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.
41 PERDIDA DE PRODUCCION.- Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet, una de las causas mas comunes para la perdida de producción son: Taponamiento con sólidos de discharge body Taponamiento con sólidos de garganta Cavitación de garganta Desgaste abrasivo de garganta Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de encontrarse sólidos entregar al cliente INCREMENTO DE BARRILES DE INYECCION.- Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas condiciones de operación, se ocasiona por la rotura del nozzle o rotura del tubing, disminuyendo considerablemente la presión de operación FALTA DE APORTACION.- Se deben verificar los parámetros de operación de superficie, barriles de inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la bomba jet utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento de altura en el separador de prueba. Si se esta operando con presión de operación que permitan el incremento hasta 3500 PSI. Se debe incrementar la presión máximo a la segunda hora de comprobación de la no aportación del pozo, de mantenerse las mismas condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para comprobar su diseño
CAPITULO IV PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES SERTECPET PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS Se deben seguir los siguientes pasos: 1. El coordinador de taller recibe el equipo a reparar y realiza el requerimiento del cliente y designará al personal para dicha actividad. 2. El personal se encargará de identificar los equipos: Serie/número, cliente, pozo, guías de remisión y luego procederán a desarmarlos. 3. Para desarmar los equipos deberá utilizar las llaves de fricción, las prensas de fricción y en lo posible no utilizar llaves inglesas ni prensa de muelas. 4. En caso de requerir demasiado troqué para aflojar las juntas se deberá golpear en las juntas con un martillo de bronce sobre los soportes de madera y proceder a aflojar las juntas una vez sueltas las piezas. 5. Ubicar las partes en la tina de lavado, lavar, secar y ubicar en su respectivo orden en las mesas.
42 6. Realizar la respectiva calibración de las partes tomando como guía las tablas de medidas y tolerancia de los equipos, ejemplo, para las camisas se debe dejar una tolerancia entre clousing sleeve y housing de 0.003” a 0.004” y en los standing valve se deberá medir las partes críticas como el retaining nut que no debe tener un desgaste mayor a 0.003”. 7. Inspeccionar las partes: observar presencia de corrosión, erosión, fisuras, rayaduras, en cada uno de los sitios de sellado o áreas de incidencia en la operación. 8. En algún caso se realizará inspección por medio de ensayos no destructivos, en el departamento de control de calidad. 9. Se elaborará la respectiva hoja de inspección y reparación de cada uno de los equipos donde constarán las partes en mal estado que deberán ser reemplazadas, esta actividad se realizará en presencia del cliente. 10. Se debe realizar el calculo del costo de reparación del equipo que no deberá pasar del 60% del costo total de la pieza nueva, en caso de ser mayor se debe solicitar al cliente autorización para su reparación. 11. Con la hoja de inspección y reparación se elaborará la solicitud de materiales y se retira los materiales de bodega. 12. Se procede ensamblar los equipos, teniendo en cuenta lo siguiente: o Utilizar en las roscas grasa anti seize, y en los o-ring grasa normal para alta temperatura. o Unir las partes roscadas manualmente, utilizar llave de fricción para el ajuste de las juntas. o Seguir la secuencia de ensamble guiándose en los diagramas de los equipos que se encuentran a disposición en el taller. De no existir diagrama de algún equipo solicitarlo al coordinador de taller. o En el caso de camisas, realizar prueba de apertura y cierre del clousing el cual debe ser entre 3 y 5 golpes del martillo mecánico. o Realizar la prueba de presión con 3500PSI. 13. Etiquetar los equipos tomando en cuenta lo siguiente: o Tarjeta verde: para equipos en buen estado de funcionamiento o Tarjeta amarilla para equipos incompletos o Tarjeta roja para equipos dados de baja o chatarra. 14. Entregar los equipos al cliente realizando la respectiva guía de remisión. En caso de equipos domésticos se entregará directamente al departamento de materiales. El departamento de materiales realizará el respectivo ticket por los materiales utilizados y por el servicio prestado en la reparación.
MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS
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PROCEDIMIENTOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES
(PACKERS, TAPONES RECUPERABLES, COMPRESSIÒN PACKER)
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Objetivo: Estos procedimientos tienen como objetivo el de guiar a un operador de packers en un desenvolvimiento práctico, seguro y adecuada operación de las herramientas de prueba. El Superintendente o Supervisor de operaciones, receptan el requerimiento del Cliente, solicitando la siguiente información por trabajo a realizarse: Pozo = (nombre, número y localización) Empacaduras = (Tipo de packer (PHD, RETRIVAMATIC) , tapón (ESKIMO, RBP), compresión packer) Casing = (diámetro y peso en Libras /pie) Trabajo = (Especificación del trabajo ha realizarse) Tiempo = (Hora de solicitud de trabajo y hora de inicio de operaciones) El Técnico designado luego de verificar el requerimiento del cliente coordina con el Supervisor y solicita a bodega las herramientas de prueba (PACKER) llenando el formulario de Solicitud de Materiales El Técnico embarca las empacaduras, bar-catcher, cross-over necesarios, en el vehículo asignado tomando en cuenta que no haya desgaste de gomas, sellos, y cuñas, debiéndose colocar sobre madera y asegurar con faja de ajuste. El Técnico al llegar al pozo debe ponerse en contacto con el Company Man para coordinar el programa de operaciones. Luego proceder a descargar los equipos en la locación coordinando con personal del Rig. Una vez iniciadas las operaciones al armar el BHA, ajustar cada una de las empacaduras y accesorios del BHA con la llave hidráulica del taladro, colocando una contra llave, aplicar el troqué en base al tipo de conexión y tamaño de tubing. Una vez ajustadas las herramientas se debe verificar el funcionamiento del sistema de anclaje y coordinar la bajada del BHA. Toda empacadura se bajará dentro del pozo una vez que el pozo este lleno de fluido.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS PACKERS (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic) Para asentar los Packers: arme el BHA y baje hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, baje toda la tubería hasta que el elevador del taladro tope en la mesa de trabajo para asegurarse que esté libre y no haya obstrucción, suba la tubería (el movimiento que se le da a la tubería en superficie se le está transfiriendo a la empacadura en el fondo del pozo) mas o menos 3 pies del nivel de la mesa de trabajo, gire la tubería una vuelta a la derecha (sentido a las agujas del reloj) (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) y del peso que tiene colgada la tubería, coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”.
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Para desasentar los Packers; se debe calcular las presiones hidrostáticas tanto en el anular como dentro del tubing, igualar esas presiones y levantar 5 pies la tubería hasta abrir el by-pass del packer y que se nivelen columnas y el sistema de anclaje se coloque en su sitio, esperar 5 minutos para que esto se logre, girar 2 vueltas a la izquierda, (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) subir 2 pies más y luego bajar para asegurarse que se colocó el candado del sistema de anclaje y la herramienta está libre. Sacar tubería.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS TAPONES (RBP – ESKIMO) Para asentar el tapón RBP: acoplar el pescante con el RBP y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el RBP, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la izquierda (en contra del sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el RBP, luego desenganchar el pescante (over-shot) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad. Para desasentar el tapón RBP: baje con el pescante (over-shot) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, suba 3 pies con esto está abriendo la válvula superior del RBP para ecualizar presiones esperar 5 minutos, luego baje los 3 pies con esto abre la válvula de abajo del RBP y esperar 5 minutos, luego subir 20 pies en este momento el RBP estaría libre, bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el RBP esta enganchado, sacar tubería. Para asentar el tapón ESKIMO: acoplar el pescante con el ESKIMO y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el ESKIMO, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la derecha (sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para saber donde queda asentado el ESKIMO, coloque tensión la misma cantidad que puso para asentarlo, baje la tubería a peso muerto, luego desenganchar el pescante (running tool) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad. Para desasentar el tapón ESKIMO: baje con el pescante (running tool) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, con esto esta abriendo la válvula del (P Válve) espere 5 minutos para ecualizar presiones suba la tubería hasta que agarre 4000 LBU. De tensión, gire la tubería 10 vueltas a la derecha, la tensión que tenía se perderá, suba la tubería con esta operación el ESKIMO estaría libre, caso contrario si agarra tención coloque 35000 LBU. De tensión con esto se liberaría el ESKIMO, bajar de
47 nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el ESKIMO esta libre, sacar tubería.
ASENTAR Y DESASENTAR LOS COMPRESIÓN PACKERS (AR-1) Para asentar los Compression Packers: bajar siempre en conjunto con un packer hasta profundidad deseada (calcular espaciamiento entre Com. Packer y el Packer), al mismo tiempo que está asentando el packer se está asentando el Compression Packer también, su desplazamiento para asentar es solo longitudinal. Para desasentar los Compression Packers: quitar el peso que se colocó para asentarlo y estaría libre para maniobrarlo.
TRASLADANDO LOS PACKERS EN LOS VEHÍCULOS Las siguientes recomendaciones le servirán para que mientras se movilicen las empacaduras se las realice de forma segura: Al subir o bajar las empacaduras o Packers a o de los vehículos hacerlo con ayuda de otras personas o compañeros, y ayúdense también de un montacargas o wuinche, nunca lo hagan solos, utilice siempre una faja para agarrar los Packers.
Colocar las empacaduras sobre tacos de madera o cauchos para evitar que se dañen las comas, sellos y cuñas de las mismas. Poner la faja de ajuste para evitar que estas se muevan en el trayecto. Nunca llevar objetos sueltos en la cabina del vehículo. Colocarse el cinturón de seguridad y exigir que los acompañantes también lo hagan. Analizar y evaluar el trayecto que será recorrido, el tiempo y estado de la carretera Respetar las leyes de transito tanto en ciudad como en carretera. Adopte una actitud educada, cordial y positiva según los eventos que se vayan presentando (seda el paso). Cuando de en reversa hágalo con la ayuda de otra persona que le guíe, utilice los espejos retrovisores y también mire por detrás de su hombro. Utilice siempre los EPP (elementos de protección personal).
ARMADO, DESARMADO E INSPECCIÓN DE EMPACADURAS
Cada una de las Herramientas (Packers) tienen sus propios procedimientos para el armado y desarmado. En esta actividad nosotros lo que debemos tener en cuenta es una exhaustiva inspección y control de :
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Absolutamente todas las roscas deben estar en buenas condiciones y el enrosque y desenrosque en su mayoría se la debe hacer con las manos, nunca fuerce una rosca con una herramienta mientras no haya enroscado por lo menos 4 hilos. Las camisas donde van las gomas deben estar en buenas condiciones libre de picaduras y corrosión. Todos los canales donde van alojado O’Rings deben estar libres de toda suciedad e impureza. En todo lado donde se realiza sello se lo debe inspeccionar bien y debe estar libre de picaduras. Al colocar los sellos, gomas y O’Rings se lo debe realizar con mucho cuidado y evitar siempre que al colocar se piquen o se rompan. Al armar los Packers se los debe hacer con grasa en las roscas y en las partes móviles. Una vez armado se lo debe rociar con un líquido contra la humedad. Colocar la etiqueta verde, roja o amarilla según el caso y llenar los datos solicitados para saber la condición que se encuentra ésta.
ESPICIFICACIONES DE EMPACADURAS TEMPORALES PARA PRUEBAS DE PRODUCCION QUE DISPONE SERTECPET
DESCRIPCION
CANT.
PHD PACKER 4 RETRIEVAMATIC 1 R-3 PACKER 1 RH PACKER 3 HD PACKER 3 COM. PACKER 6 RBP TAPON 3 ESKIMO TAPON 2 RETRIEVAMATIC 1 RBP TAPON 1 PHD PACKER 1 ESKIMO TAPON 1 COM. PACKER 1 RH PACKER 1 ESKIMO TAPON 1 4.560
DIAMETRO 7” 7” 7” 7” 7” 7” 7” 7” 9–5/8” 9-5/8” 5-1/2” 5-1/2” 5-1/2” 5” 5”
PESO 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 20-26 Lbs/Ft 40-47 Lbs/Ft 40-47 Lbs/Ft 15.5-20 Lbs/Ft 15.5-20 Lbs/Ft 15.5-20 Lbs/Ft 11.5-15 Lbs/Ft 11.5-15 LBU/Ft
CASING MIN. MAX. 6.276 6.276 6.276 6.276 6.276 6.276 6.276 6.276 8.681 8.681 4.778 4.778 4.778 4.408 4.408
6.456 6.456 6.456 6.456 6.456 6.456 6.456 6.456 8.835 8.835 4.950 4.950 4.950 4.560
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50
PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN CON BOMBA JET CLAW
51 1.1 1.2
1.3
1.4 1.5 1.6
1.7 1.8 1.9 1.10
1.11 1.12 1.13
1.14 1.15 1.16
1.17 1.18 1.19 1.20
El Ingeniero de Operaciones o Técnico de Campo luego de recibir el Requerimiento del Cliente del Superintendente o Supervisor de Operaciones. Realizara la solicitud de salida de materiales con el equipo necesario en base al requerimiento solicitado, debiéndose verificar los equipos y herramientas que se necesitaran para la prueba, el tamaño del tubing y especificaciones técnicas especiales o particulares del trabajo a realizarse, de ser necesario mantener comunicación directa con el responsable del trabajo en la compañía que solicita el servicio. Realizar una inspección del vehiculo designado para transporte del personal (fecha del ultimo mantenimiento, estado de las llantas y emergencia, luces, frenos y herramientas) El personal debe trasladarse a la locación sin exceder los límites de velocidad establecidos por Sertecpet y Políticas de la Cia operadora. El Ingeniero responsable del grupo debe presentarse ante el company man o Ingeniería de Campo de la Cia. Operadora para coordinar el trabajo. Realizar la inspección de la locación y llenar el formato de entrega recepción de locación. (en las empresas operadoras sacar permiso de trabajo el mismo que debe estar firmado por el company man, responsable del trabajo y supervisor de seguridad de la empresa operadora). El Ingeniero debe diseñar la geometría según los datos proporcionados por el cliente. El Ingeniero arma la bomba Jet Claw con la geometría seleccionada y realiza el apriete apropiado en todas sus partes. Antes de soltar la bomba se debe colocar grasa en los chevron packing para evitar fricción o daño de los mismos. En el caso de evaluación con MTU antes de su traslado se debe verificar el funcionamiento de la unidad, chequear si existe liqueo en las válvulas y estado del separador. El Ingeniero debe verificar que exista suficiente tubería como también accesorios. Con el jefe de pozo se coordina la ubicación de la unidad en el lugar mas apropiado. Todo el personal asignado al trabajo participa en la construcción del cubeto como también en el armado de líneas, verificando que las roscas estén limpias y que no exista obstrucción en la tubería. Antes de iniciar la evaluación realizar una charla de seguridad con todo el personal existente en la locación. Realizar una prueba a línea de Inyección con 3500 PSI, durante cinco minutos. Cuando se inicia la evaluación antes de desplazar la bomba Jet Claw y se quemara Gas en la Locación, se debe verificar la instalación del arrestallamas y luego encender el mechero a una distancia prudencial verificando la no existencia de Gas disuelto en el área circundante. Tener mayor precaución de esta operación en pozos con valores altos de GOR. Estabilizar la presión de operación según requerimiento del cliente. Coordinar con el cliente la entrega de reportes. Realizar pruebas de laboratorio (BSW, API, SALINIDAD) El Ingeniero o Técnico debe reportarse con el Supervisor de Operaciones, durante toda la prueba cada hora de trabajo de existir problemas en la operación comunicar permanentemente al representante de Cia. Operadora y Supervisor de Operaciones Sertecpet
52 1.21
1.22 1.23
1.24 1.25
Al terminar el trabajo solicitar al Company Man o Ingeniería de Campo de la Operadora. Vacuum para succionar el crudo del separador y limpiar líneas para evitar contaminación. El Ingeniero debe realizar los ticket y llevarlos firmados por el Company Man o representante de la empresa. El Ingeniero verificara que la locación se encuentre sin contaminación y debe llenar el formato de entrega recepción, el mismo que debe ser firmado por el representante del cliente. Se debe verificar que la unidad como también la tubería se encuentre asegurada para que no exista problemas en el transporte hacia la base coca. El Ingeniero al retornar a la base entregara el reporte de la evaluación, la copia del requerimiento del cliente, registro de evaluación del servicio, registro de entrega-recepción de locación, ticket de servicio y repuestos utilizados.
SECUENCIA DE PASOS A SEGUIR EN UN CAMBIO DE BOMBA. 2.1 El Ingeniero o Técnico previa coordinación con el Company Man o ingeniería suspende el bombeo y despresuriza la línea de inyección. 2.2 Cierra la válvula master. 2.3 Saca el tapón del cabezal. 2.4 Coloca el lubricador. 2.5 Alinea las válvulas para reversar la bomba (cabezal y maniful de la unidad MTU). 2.6 Inyecta fluido por el casing presurizando máximo hasta 1200 PSI según las características del casing. 2.7 Cuando la bomba llega a superficie, verificar el estado de la bomba para identificación de daños superficiales, desarmar e inspeccionar todas sus partes especialmente nozzle y garganta, de presentar daños como picaduras en el nozzle por presencia de sólidos en suspensión en el fluido motriz o cavitación de la garganta, informar al representante de Cia. Operadora para el cambio respectivo y análisis de la causa del daño. 2.8 Se repara y luego se desplaza la bomba Jet Claw. 2.9 Luego de verificar el asentamiento de la bomba estabilizar en las condiciones de operación adecuadas, comprobar la prueba de producción, elaborar los ticket de servicios y repuestos, luego retornar a Base Coca. PROCEDIMIENTO DE OPERACINES UNIDES DE BOMBEO MTU. DEFINICON.- Movil Testing Unit, (MTU) Unidad móvil de prueba, es un equipo utilizado para la evaluación y producción de pozos por medio de levantamiento artificial hidráulico FUNCIONAMIENTO.- La unidad (MTU) proporciona el fluido motriz de inyección, necesario para el adecuado funcionamiento de la bomba jet Claw PARTES QUE LO CONFORMAN: 1.- Motor de combustión interna Caterpillar 3406 2.- Caja de velocidades Fuller 5 velocidades 3.- Reductor de velocidades
53 4.- Bombeo de desplazamiento positivo 300Q-5H 5.- Manifold de Inyección 6.- Modulo de Separador Trifásico (Agua, Petróleo, Gas) 7.- Plataforma de transportación
CARACTERISTICAS TECNICAS: 1.- MOTOR DIESEL CATERPILLAR 3406.- Motor de 6 cilindros en linea, con potencia de 425 HP. A 2000 RPM. 2.- CAJA DE VELOCIDADES EATON O FULLER.- Caja con 5 velocidades 3.- REDUCTOR DE VELOCIDAES NATIONAL OILWELL.- Relación de trasmisión 4,38:1 4.- BOMBA DE DESPLAZAMIENTO POSOTIVO, OILWELL 300Q-5H.- Bomba quintupex (5 cilindros en línea) con una capacidad de bombeo de 0.076 BLS. Por cada carrera de pistón 5.- MANIFOLD DE INYECCION.- Conjunto de válvulas de 2” fig. 1502, que permiten operar con facilidad las líneas de inyección y retorno de fluidos utilizados para la producción e inyección conectadas al cabezal del pozo sin tener que desmontar las conexiones y solo cambiar el sentido de flujo con el abrir y cerrar de estas válvulas. 6.- MODULO DE SEPARADOR.- Separador trifásico (agua-petróleo-gas) con capacidad estatica de 26 @ 46 BLS. ANSI 150 y 300. 7.- PLATAFORMA DE MOVILIZACION.- Plataforma de 13 mts. de largo por 3.25 mts. de ancho, con ocho ruedas 12000 R20, con tanque de combustible de 500 BLS.
54 DESCRIPCION Y ESPECIFICACION TECNICA DE LOS EQUIPOS MOTOR DIESEL. El motor diesel es un motor térmico de combustión interna, en el cual el encendido se logra por la temperatura elevada que produce la comprensión del aire en el interior del cilindro, fue inventado y patentado por Rudolf Diesel en 1892, del cual se deriva su nombre. Fue diseñado inicialmente y presentado en la feria internacional de 1900 en Paris como el primer motor para “bio combustible” PRINCIPIO DE FUNCIONAMIENTO.Un motor diesel funciona mediante la inyección del combustible al ser inyectado en una cámara de combustión que contiene aire a una temperatura de auto combustión, sin necesidad de chispa. La temperatura que inicia la combustión procede de la elevación de la presión que se procede en el segundo tiempo motor, la compresión. El combustible se inyecta en la parte superior de la cámara de comprensión a gran presión, de forma que se atomiza y se mezcla con el aire a alta temperatura y presión. Como resultado de la mezcla se quema muy rápidamente. Esta combustión ocasiona que el gas contenido en la cámara se expanda, impulsando el piston hacia abajo. La biela transmite este movimiento al cigüeñal, al que hace girar, transformando el movimiento lineal del pistón en movimiento de rotación. Para que se produzca la auto inflamación es necesario calentar el aceite-combustible o emplear combustibles más pesados que los empleados en el motor de gasolina, empleándose la fracción de destilación del petróleo comprendida entre los 220 y 350ºC. Que se recibe la denominación de gasóleo. ESPECIFICACIONES TECNICAS: MARCA: CATERPILLAR MODELO: 3406 SERIE: 3 ER 06760 A 3ER 1012 ARREGLO: 124-7563 POTENCIA: 425 HP. @ 2000 RPM. CPACIDAD DEL CARTER: 9 GLS. ACEITE: 15W40
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SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE: Conforman las siguientes partes: a.- Filtro de aire b.- Tubo alimentador c.- Tubo de admisión de aire d.- Post enfriador de aire e.- Ventilador positivo del carter f.- Múltiple del silenciador de escape
SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE: Conforman las siguientes partes: a.- Tanque de reservorio de combustible b.- Pre filtro o filtro RACORD c.- Bomba de transferencia d.- Filtro de combustible e.- Solenoide de parada f.- Bomba de inyección g.- Regulador o governor de combustible
56 h.- Inyectores o toberas de combustible
SISTEMA DE LUBRICACION: Conforman las siguientes partes: a.- Carter de aceite b.- Bomba de aceite c.- Tubo de succión d.- Filtro de aceite e.- Solenoide de parada f.- Conductos internos del motor
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SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION: Conforman las siguientes partes: a.- Radiador b.- Bomba de agua c.- Termostato o regulador de temperatura d.- Mangueras y conductos internos para dirigir el refrigerante por el motor
SISTEMA DE ENCENDIDO: Conforman las siguientes partes:
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a.- Batería b.- Alternador c.- Interruptor de arranque d.- Cables de batería e.- Amperímetro A continuación se detallan problemas que se podrán detectar por el color del humo y sus posibles causas:
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PROGRAMACION DE MANTENIMIENTO DE UNIDADES MTU.
BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H ESPECIFICACIONES TECNICAS: MARCA: MODELO: RATE MAXIMUN PUT: RATE MAXIMUN OUTPUT: DIAMETRO DEL PLUNGER: STROKE CARRERA: GPM. RATED RPM: MAXIMUN RATED PSI:
NATIONAL OILWELL 300Q-5H 300 HP / AT: 400 RPM 270 HP / AT: 400 RPM 1 7/8” 5” 120 3800
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12 GLS. MEROPA 320
REDUCTOR DE VELOCIDADES ESPECIFICACIONES TECNICAS: RATING: GEAR RATIO (RELACION DE TRANSMICION): CAPACIDAD DE ACEITE: ACITE :
300 HP. 4.38:1 3.5 GLS. MEROPA 320
FLUID END NATIONAL OILWELL Es el lugar donde se produce el cambio de baja a alta presión de descarga, esta conformada por los siguientes elementos: 1.- Cilindro de fluido, fluid end 2.- Tuerca de tapa de cilindro 4.- Canastilla 5.- Resorte 6.- Sello de válvula
61 7.- Retenedor 8 y 10.- Asiento y bola 16.- Sthufing box 24.- Plunger roscado o grapado de 1 7/8” 25.- Prensa estopa
CAJA DE VELOCIDADES MARCA: MODELO: RADIO: CAPACIDAD DE ACEITE: ACEITE:
EATON FULLER T905 A 5 GLS. SAE 90
SEPARADOR DE PRUEBA TRIFASICO TEMPERATURA DE DISEÑO: PRESION DE DISEÑO: PRESION DE PRUEBA: PESO VACIO:
150ºF 250 PSI. 375 PSI. 3349 Kg.
CORROSION: CAPACIDAD: DIAMETRO: LONGITUD:
0.063” 8000 BPD 60” 10 FT.
62 MATERIAL CABEZA: 0.5” CUERPO: CODE: ASME SEC VII DIV- 1-JULIO-2001
BOMBA BUSTER MARCA: SERIE: SIZE: DIAMETRO SUCCION: DIAMETRRO DESCARGA: DIAMETRO DEL IMPULSOR:
GRISWOLD GA-G34210 811-M-4 X 3 X 10 4” 3” 10”
SA 516Gr70
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FALLAS MAS COMUNES QUE SE ORIGINAN EN LAS MTU EN EL CAMPO Y PROCEDIMIENTO PARA SU REPARACION 1. FUGA DE FLUIDO POR SELLO DE BOMBA BOOSTER 1. Si empieza a liquear fluido por el sello, reajuste los 4 pernos del alojamiento del sello con una llave de ¾” en cruz, si no se corrige de esta manera, siga los siguientes pasos: 2. Pare el motor y desacople la banda de la polea del motor 3. Aislé la bomba cerrando las válvulas de 4 y 3” 4. Drene el fluido de la succión de la bomba, para evitar contaminación 5. Retire los pernos de la base de soporte, de la bomba ubicados debajo de la polea de la misma con una llave ¾” 6. Retire los 8 pernos de la carcaza de la bomba con una llave 15/16” 7. Desconecte la cañería de lubricación del sello mecánico 8. Retire la bomba evitando la contaminación del piso de la plataforma 9. Con una llave de tubo # 12 trabe el eje de la polea y afloje el impeler 10. Retire la tapa del sello mecánico, aflojando las dos tuercas de sujeción a la carcaza con una llave de ½” 11. Retire el sello mecánico aflojando los prisioneros con una llave hexagonal de 1/8” 12. Cambie el sello mecánico, y vuelva a armar la bomba siguiendo los pasos en orden contrario.
64 2. CAMBIO DE ASIENTOS Y BOLAS POR CAIDA DE PRESION EN LA INYECCION 1. Si la bomba quintuplex no incrementa presión y después de descartar posibles causas de daño en la bomba jet, tubería de completacion, falta de fluido, etc., siga los siguientes pasos para realizar el cambio de asientos, bolas, canastillas y resortes del fluid end. 2. Apague el motor y despresurice el sistema antes de aflojar cualquier tuerca. 3. Con una llave de pico # 24 afloje las 5 tapas superiores del fluid end 4. Retire el retenedor de las canastillas 5. Retire el resorte 6. Con un dedo magnético retire la bola 7. Con el extractor de canastillas retire la misma 8. Con el dedo magnético retire el asiento 9. Retire el sello de las canastillas 10. Siga el mismo procedimiento para retirar la otra canastilla
11. Limpie completamente el cilindro para inspeccionar que no haya rayaduras , ni principio de corte de fluido 12. Vuelva a armar las partes tomando en cuenta que por cada cilindro van 3 sellos, 2 canastillas, 2 asientos, 2 bolas, 2 resortes y 1 retenedor. 3. FUGA DE FLUIDO MOTRIZ EN BOMBA QUINTUPLEX Este problema puede presentarse por las siguientes causas:
Prensa estopas resecos o cristalizados Plunger con excesivo desgaste o rayadura Daño en los oring´s del stuffing box
Para su reparación siga los siguientes pasos: 1. Apague el motor y despresurice el sistema , tanto en el lado de alta como de baja presión, evitando contaminar la plataforma 2. Con dos llaves de tubo # 36 desconecte el plunger de 1 7/8” del embolo intermedio que conecta al pistón del power end, ( si los plungers son roscados), si los plungers son grapados desconectar la grapa retirando los 2 pernos con una llave ¾” 3. Con un dado 2 3/16” afloje las 4 tuercas del retenedor del stuffing box. 4. Afloje y retire la tuerca de ajuste de los prensa estopas 5. Retire el retenedor del stuffing box 6. Retire el stufing box, teniendo la precaución de no lastimarse las manos 7. Una vez sacado el stuffing box , proceda a cambiar los prensa estopas, plungers o los oring´s (# 333 y 342), según la falla que se haya presentado en el equipo 8. Es importante recalcar en la manera de poner los prensa estopas, los cuales deben ir en posiciones de 120º cada prensa estopa.
65 9. Vuelva a armar el equipo siguiendo la secuencia contraria al desarmado. 10. El ajuste de las tuercas que sostiene al stuffing box deben ser torqueadas a 500 +- 50 lb. Estas son las tres fallas más comunes que se dan en el campo, y que la pueden resolver los operadores y técnicos de unidades.
PROGRAMACIÓN DE MEMORYS GAUGES
PROGRAMA CANADA TECH – TOOL BOX v 1.474 PARA REGISTRAR INFORMACIÓN DE DATOS DE PRESIÓN Y TEMPERATURA EN POZOS DE PETROLEO
DESCRIPCION BREVE DEL PROGRAMA TOOL BOX I ICONO
Información de la herramienta (tool info). Esta pantalla exhibe la información de la herramienta incluyendo el tipo de la herramienta y cualquier trabajo que estén actualmente en la herramienta.
Conecte La Herramienta (Connect Tool). Comienza la comunicación con la memoria, en la cual se despliega el número de serie de la herramienta, y la lista de los trabajos realizados con la herramienta. Es importante observar que el listado de trabajo exhibe solamente un tamaño aproximado del mismo. Una vez que se haya descargado un trabajo, el tamaño exacto y la información relacionada se incluyen en el listado de trabajo. Exportación Info: (Export Info). Permite que el usuario guarde la información exhibida en un archivo extensión txt. Esto puede ser útil si la información llega a ser perdida.
Borre Todos los Trabajos (Erase All Jobs).- Icono en el cual todos los trabajos en la herramienta serán borrados.
Transferencia directa (Download).- Descarga el trabajo y exhibe la información sobre la pantalla del gráfico. Para esta opción se desplegará una
66 ventana siguiente aparecerá: Fije la fecha y el tiempo que corresponde a el de la fecha del comienzo del trabajo y el tiempo, entonces la información descargada será de buena confiabilidad Este archivo será un archivo de texto y se puede leer como cualquier otro archivo de texto de ASCII
II ICONO
Esta pantalla que exhibe el programa es la programación de la herramienta de acuerdo a intervalos número de las horas que el cliente así lo requiera.
III CONFIGURACIÓN
Este icono permite conocer la información descargada de la información sea este en tiempo real o a su vez en horas, por lo general se detalla la información en tiempo real.
IV GRAFICO
Gráfico: Exhibe un gráfico básico del archivo descargado. Las medidas del máximo y del mínimo se exhiben en los respectivos ejes tanto de presión como de temperatura. Los datos de presión de fondo fluyente como de reservorio son de criterio del técnico memorista.
V SAMPLING
Esta opción permite tener una seguridad en superficie de que la herramienta esta correctamente programada, en si de que la batería de la memoria esta en buen funcionamiento.
