Servicios de Superficie Para Pruebas de Pozos

Servicios de Superficie para Pruebas de Pozos

Schlumberger 2000 Schlumberger 225 Schlumberger Drive Sugar Land, Texas 77478 Todos los derechos reservados. Ninguna parte de este libro podr ser reproducida, almacenada en un sistema de reproduccin o transcrita en cualquier forma o por cualquier medio, ya sea electrnico o mecnico, incluido el fotocopiado y la grabacin, sin la autorizacin escrita del editor. SMP-7086-3B-S A lo largo de todo el documento se emplea un asterisco (*) para denotar una marca de Schlumberger. Barton es una marca registrada de Barton Instrument Sistemas, LLC. Daniel es una marca registrada de Daniel Industries, Inc.

ContenidoIntroduccin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipos de superficie para pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipo estndar . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Disposicin del equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seguridad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zonas clasificadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 0 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 1 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona 2 . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Zona limpia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estndares de seguridad para ubicar los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Requisitos de seguridad para servicio H2S . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Gua para la operacin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Normas de seguridad para el equipo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Radiacin por calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ruido . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Seguridad elctrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseo avanzado de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Estndares generales . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Diseo de pruebas de pozos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Barreras de seguridad de los equipos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistemas de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Sistema de cierre de emergencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Vlvula de seguridad de superficie . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de flujo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control ligera de 218 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control de 214 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabezas de control de 318 y 3116 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Cabeza de control de 618 pulgadas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Mltiple de instrumentacin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Equipo de manejo de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Filtro de arena doble . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de arena . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Desarenador ciclnico . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de estrangulamiento . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiador de calor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tipos de calentadores y aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Prevencin de la formacin de hidratos . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Reduccin de la viscosidad . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Ruptura de emulsiones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiadores de calor a base de vapor . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Calentador de fuego indirecto . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Intercambiador de vapor de placa . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque del separador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 1 1 2 2 3 3 3 4 4 4 5 9 10 10 11 12 12 15 15 17 21 22 23 26 29 31 33 35 37 39 43 43 46 49 53 55 55 55 55 56 56 61 65 69 70

Servicios de pruebas de pozos

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Contenido

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Separador de prueba tipo N (48 pulgadas 12,5 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba horizontal (42 pulgadas 10 pies, 1440 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador de prueba tipo G (42 pulgadas 15 pies, 720 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Separador vertical de gas (2200 lpc) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidores de petrleo y gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de petrleo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Distribuidor de gas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanques . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque de surgencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Tanque de calibracin atmosfrica . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia centrfuga . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia tipo tirabuzn . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Bomba de transferencia tipo engranaje . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemadores y barras de extensin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Aplicaciones . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Beneficios y caractersticas . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Operacin . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador EverGreen . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador Green Dragon de alta eficiencia . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Quemador de lodo . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor estndar del quemador . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . Extensor del quemador para trabajo pesado . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .

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Introduccin

Esta segunda seccin del tercer libro en la serie de Servicios de Pruebas de Pozos de Schlumberger describe el diseo de pruebas de pozos, las consideraciones de seguridad y las caractersticas y seleccin de los equipos de superficie para la realizacin de pruebas de pozos. Cuando se realizan pruebas de pozos, hay que tener en consideracin los siguientes aspectos: s requerimientos de las condiciones dinmicas s tipo y disposicin del equipo de superficie para pruebas s equipo necesario para tomar muestras en superficie s requisitos de seguridad. Las pruebas de yacimiento slo se pueden realizar bajo condiciones dinmicas, lo que significa que hay que perturbar al yacimiento. Esa perturbacin se propagar dentro del yacimiento e inducir cambios en su presin. El cambio de presin se registra en el pozo y las tasas de flujo medidas tambin en el pozo, se interpretan en conjunto para obtener informacin sobre los parmetros y la geometra del pozo y del yacimiento. La forma de crear una perturbacin de la presin depende de si el yacimiento est produciendo o est inactivo: s Si el pozo ha permanecido cerrado durante un tiempo prolongado, la mejor manera de crear una perturbacin de la presin es haciendo fluir el yacimiento. s Si el pozo ha estado fluyendo durante largo tiempo, se cierra para crear la perturbacin de la presin; esto da lugar a la prueba de incremento de presin. Tambin se puede crear una perturbacin de presin en un pozo que fluye, ya sea aumentando o disminuyendo la tasa de flujo.

Equipos de superficie para pruebas de pozosEl trmino que se da en la ingeniera de yacimientos para el lapso durante el cual el pozo experimenta cambios de presin es periodo de presin transitoria. Los fluidos producidos durante el periodo de presin transitoria, tienen que manejarse en superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para produccin permanente usualmente no han sido todava construidas. Estos equipos han de poder realizar una amplia gama de funciones de manera segura y confiable:s

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s s

controlar en superficie rpidamente la presin y las tasas de flujo y permitir el cierre del pozo (se aplica tanto a la realizacin de pruebas de pozos exploratorios como de desarrollo, como es el caso de la limpieza) separar el efluente resultante en tres fluidos distintos (petrleo, gas y agua), medir con precisin los fluidos y recoger y separar los slidos segn sea el caso tomar muestras en superficie desechar los fluidos resultantes respetando el medio ambiente


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Introduccin

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Equipo estndarEl equipo estndar de superficie para pruebas consta de:s s s s s s s s s s s

cabeza de control de flujo vlvula de seguridad filtros de arena distribuidor o mltiple de estrangulamiento sistema de cierre de emergencia (ESD, por sus siglas en ingls) intercambiador de calor separador tanque de medicin o tanque de surgencia bomba de transferencia distribuidores o mltiples de petrleo y gas quemadores y extensores.

Disposicin del equipoLos equipos de superficie y su ubicacin para realizar pruebas de pozos varan considerablemente dependiendo del ambiente, las condiciones del pozo y los objetivos de la prueba. Los aspectos que se deben tomar en cuenta para determinar la ubicacin del equipo son los siguientes:s

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localizacin operacin en tierra o en el mar condiciones del pozo tasa de flujo y presin propiedades del efluente (propiedades del petrleo y posible formacin de hidratos) produccin de arena presencia de fluidos corrosivos (H2S, CO2, cido).

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Seguridad

La seguridad es uno de los factores ms importantes en el diseo y la ejecucin de pruebas de pozos. Las reglas generales de seguridad de Schlumberger con relacin al tipo y a la disposicin de los equipos de superficie para pruebas son las siguientes:s

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s s

s

La ubicacin y el espaciamiento del equipo tienen que estar en concordancia con la clasificacin de zonas. Todos los componentes del equipo de superficie para pruebas tienen que tener conexin a tierra. La conexin elctrica requerida para ciertos equipos de superficie, tales como las bombas de transferencia o cabinas de laboratorio, tiene que ser segura y aprobada conforme a los estndares de la industria. La tubera que se usa para pozos de alta presin tiene que estar anclada. La tubera tiene que estar identificada con cdigos de color para determinar la presin de trabajo de cada tubo. Tambin es til rotular los tubos para identificar los fluidos que pasan a travs de ellos. Debe tomarse en cuenta la direccin dominante del viento para situar apropiadamente los equipos que desfogan o queman gas.

Zonas clasificadasEn esta seccin se describe por qu razn se estableci la clasificacin de zonas, se definen las mismas y se identifican los equipos de superficie para pruebas asociados con cada una de ellas. Una localizacin de pozo se clasifica en zonas o reas en base a la probabilidad de que haya presencia de gases o vapores inflamables alrededor de alguna parte especfica del equipo utilizado. Para propsitos de seguridad, tanto el Instituto Americano del Petrleo (API, por sus siglas en ingls) como la Asociacin Francesa de Exploradores y Productores de Petrleo y Gas, han definido estas zonas. La siguiente clasificacin de zonas se enumera en orden de riesgo, de mayor a menor. Los procedimientos de seguridad de Schlumberger recomiendan no sobreponer diferentes zonas para una disposicin de pruebas de pozos. Las restricciones de la zona no dictaminan la colocacin de todos los equipos de prueba en la localizacin del pozo. Por ejemplo, el sistema ESD y los distribuidores o mltiples de petrleo y gas, aunque se suelen poner en la Zona 2, no implican que estn restringidos a esa zona especfica. Sin embargo, la ubicacin de otros equipos de pruebas de pozos define ciertas zonas. Si desea ms informacin sobre las clasificaciones de las zonas, consulte la publicacin 64B del API.

Zona 0La Zona 0 se define como un rea o espacio cerrado en el cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o lquido voltil) est continuamente presente en una concentracin que est dentro de los lmites inflamables de la misma. De esta manera, el agujero y el pozo por debajo de la cabeza de control se clasifican como Zona 0.


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Seguridad

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Zona 1La Zona 1 se define como un rea en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o lquido voltil) se procesa, manipula o almacena, y donde, en el curso de las operaciones normales, es probable que se presente una acumulacin de la sustancia en cantidad suficiente como para hacer explosin o entrar en combustin, representando por consiguiente, un alto riesgo.s

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El sitio donde se encuentra el tanque de medicin se clasifica como Zona 1 ya que es normal la presencia de gases inflamables en la inmediata vecindad del desfogue del tanque. La mayora de las bombas de transferencia operadas elctricamente est diseada para funcionar en Zona 2; no obstante, su uso en la Zona 2 puede estar sujeto a restricciones geogrficas o a la aprobacin del cliente. En el distribuidor o mltiple de estrangulamiento, se toman muestras del efluente del pozo, usualmente al comienzo de una prueba. Dado que la toma de muestras causa algo de liberacin de gas hacia la atmsfera, el distribuidor o mltiple de estrangulamiento se clasifica como Zona 1. Ya que la cabeza de control se usa como medio para introducir herramientas dentro del pozo durante las pruebas, el rea que circunda la cabeza se clasifica como Zona 1. En periodos en los cuales no se estn introduciendo herramientas, el rea que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2.

Zona 2La Zona 2 se define como un rea en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o lquido voltil) se procesa y almacena en condiciones controladas, pero la produccin de una concentracin explosiva o inflamable en cantidad suficiente como para suponer un riesgo puede presentarse durante condiciones anormales.s

s

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El separador se designa como Zona 2 porque libera gases o vapores inflamables slo en condiciones anormales, tales como en el caso de una fuga. Las bombas de transferencia operadas con motores Diesel se clasifican como Zona 2 siempre y cuando estn equipadas con dispositivos automticos de cierre, protectores contra chispas, arranques de inercia o arranques elctricos especiales. El calentador de fuego indirecto se clasifica como Zona 2 porque usa una llama libre para calentar el efluente del pozo. El intercambiador de vapor tambin es Zona 2 porque sus superficies pueden alcanzar temperaturas elevadas. El sistema de tuberas se define como Zona 2.

Zona limpiaUna zona limpia es un rea dentro de la cual no se procesan, manipulan ni almacenan sustancias inflamables o explosivas. Las zonas limpias tambin se denominan zonas de cero riesgo o reas seguras. Un ejemplo de zona limpia son los alojamientos en el equipo de perforacin marinos.

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Estndares de seguridad para ubicar los equiposLos estndares de seguridad en tierra y en el mar ilustrados en las Figs. 1 y 2, respectivamente, pueden resumirse como sigue:s

s

El rea que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2 con un radio de 15 m [45 pies] para operaciones en tierra y de 10 m [30 pies] para operaciones marinas. Cuando un tanque del separador se sobrepresiona, el disco de ruptura estalla liberando efluente hacia la atmsfera. A causa de este riesgo, el rea por encima que rodea el tubo del separador del disco de ruptura se clasifica como Zona 1 en un radio de 5 m [15 pies] y Zona 2 en un radio de entre 5 a 10 m [15 a 30 pie]. El rea situada a 5 m por encima del techo del tanque de medicin se clasifica como Zona 1, tanto para operaciones marinas como para las pruebas en tierra.

Las distancias recomendadas entre los componentes del equipo para pruebas de pozos tambin afectan su posicionamiento en tierra y en el mar (Figs. 3 y 4, respectivamente).

Cabeza de control: 15 m [45 pies] a la redonda

Calentador de fuego indirecto: 10 m [30 pies] a la redonda

Tanque: 15 m [45 pies] a la redonda

Separador: 10 m [30 pies] a la redonda Zona 1 Figura 1. Disposicin de equipos para pruebas en tierra. Zona 2


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Seguridad

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Cabeza de control: 10 m [30 pies] a la redonda

Tanque de surgencia: 15 m [45 pies] a la redonda

Intercambiador de calor: 10 m [30 pies] a la redonda

Separador: 3 m [10 pies] a la redonda Zona 1 Figura 2. Disposicin de equipos para operaciones marinas. Zona 2

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a b

f

e d

c

a = 30 m [90 pies] b = 30 m [90 pies] c = 25 m [75 pies] d = 30 m [90 pies] e = 30 m [90 pies] f = 25 m [75 pies]

Figura 3. Distancias recomendadas en tierra (la figura no est a escala).


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Seguridad

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a

b

e

f d c

a = 10 m [30 pies] b = 25 m [75 pies] c = 15 m [45 pies] d = 3 m [10 pies] e = 15 m [45 pies] f = 13 m [40 pies]

Figura 4. Distancias recomendadas para operaciones marinas (la figura no est a escala).

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Requisitos de seguridad para servicio H2SEl sulfuro de hidrgeno (H2S) es peligroso porque tiene un amplio rango explosivo y es altamente txico (Tabla 1). Aunque el H2S tiene un mal olor caracterstico en concentraciones bajas, no se puede confiar mucho en el sentido del olfato para detectar su presencia porque el centro olfativo del cerebro se adormece con el tiempo a altas concentraciones y a partir de cierto punto no se puede detectar el olor. Si se inhala en cantidades suficientes, el, H2S paraliza el centro respiratorio del cerebro, dando lugar a la prdida del conocimiento, la insuficiencia respiratoria y la muerte (Tabla 2).Tabla 1. Propiedades del H2SPropiedades Color Olor Densidad relativa Lmites explosivos Temperatura de ignicin Solubilidad en agua Descripcin Ninguno Sumamente desagradable, se suele describir como huevo podrido 1,189, ms denso que el aire (1,000) 4,3% a 46% 260C [500F] Cuatro volmenes de gas en un volumen de agua a 0C [32F]

Tabla 2. Toxicidad del H2SConcentracin 1 ppm [0,0001%] 10 ppm [0,001%] 100 ppm [0,01%] 200 ppm [0,02%] 500 ppm [0,05%] 700 ppm [0,07%] 1000 ppm [0,1%] Efectos txicos El H2S se puede oler. Precaucin: si la concentracin de H2S excede 1 ppm, abandone inmediatamente el rea o use equipo de proteccin personal (aparato de respiracin). Solo se permiten turnos de trabajo de un mximo de 8 horas. El olor desaparece en 3 a 15 min, conforme el sentido del olfato se va adormeciendo; sensacin de ardor en los ojos y la garganta. El olor desaparece rpido; sensacin de ardor en los ojos y la garganta. Se pierden la facultad de razonar y el sentido del equilibrio; se desarrollan problemas respiratorios al cabo de 2 a 15 min; se requiere una reanimacin pronta. La prdida del conocimiento se produce con rapidez y se detiene la respiracin; la muerte sobreviene a menos que la persona sea retirada del rea y reanimada de inmediato. Prdida inmediata del conocimiento; se sufre un dao cerebral permanente o sobreviene la muerte, a menos que la persona sea retirada del rea y reanimada de inmediato.


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Seguridad

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Gua para la operacinCuando usted est trabajando en condiciones en las cuales se pueda encontrar H2S, case siempre a estas normas:s s

s s

s s

Haga una reunin obligatoria de seguridad previa al trabajo con todo el personal involucrado. Mantenga una supervisin constante del trabajo y emplee como mnimo a dos ingenieros o tcnicos experimentados que estn certificados para trabajo con H2S. Use mscara siempre. No permita que el H2S se escape hacia la atmsfera en ningn lugar en donde pueda acumularse. Controle constantemente la direccin del viento. Use aparato de respiracin cuando: se tomen muestras de superficie se mida la densidad del gas se cambien los orificios Daniel se cambien estranguladores se purguen los lubricadores o las trampas de arena camine sobre los extensores del quemador. Opere los instrumentos con aire comprimido o nitrgeno. No permita que se succione H2S hacia el interior de los compresores.

s

Normas de seguridad para el equipoAdems de sus efectos adversos para la salud, el H2S es altamente corrosivo para los metales. Los requerimientos de servicio varan de acuerdo con el sistema.s

Sistema de slo gas Por debajo de 65 lpca [4,5 bar], no hay requerimientos de H2S Por encima de 65 lpca [4,5 bar], s hay requerimientos de H2S Sistema de petrleo y gas Por debajo de 265 lpca [18,3 bar] y por debajo de una concentracin de H2S de 15 ppm, no hay requerimientos de H2S Por encima de 265 lpca [18,3 bar], en todas las partes aguas arriba de los tanques se requiere equipo calificado para servicio H2S. Tambin se requiere equipo para H2S en las condiciones en las cuales P C > 50.000 (P = presin en lpca y C = concentracin de H2S en ppm).

s

Todos los componentes aguas arriba de los tanques deben estar calificados para servicio con H2S. Las siguientes son las reglas bsicas para el servicio H2S: s Debe asumirse que todos los equipos que no estn positivamente identificados para servicio H2S no califican para tal servicio. s Todos los trabajos de soldadura que se realicen por fuera de un taller calificado en equipos para H2S invalidan la calificacin H2S, y los equipos se usarn slo en servicios sin H2S. s Los tubos con conexiones roscadas no califican para servicio H2S. s En operaciones marinas use slo tanques de surgencia; jams use un tanque de medicin.

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Radiacin por calorLos problemas asociados con la radiacin por calor surgen primordialmente durante operaciones de quemado y suponen un serio motivo de preocupacin, en especial en operaciones marinas, tanto para el personal como para los equipos. Los datos de la Tabla 3 demuestran cun importante es calcular el calor irradiado antes de quemar, as como identificar las acciones pertinentes a fin de evitar el exceso de calor. La Tabla 3 tiene que estar disponible en la localizacin del pozo para que la use el personal de pruebas, para calcular el calor irradiado teniendo en consideracin variables como la direccin y fuerza del viento, el tipo de extensores y quemadores, y la cantidad de hidrocarburos que se va a quemar.s s s s

Algunas soluciones fciles para manejar el exceso de calor son: inyectar agua en la llama instalar pantallas de agua adicionales por detrs de los quemadores instalar rampas de agua a lo largo del casco desde donde se puede irradiar el calor excesivo usar extensores ms largos (26 m [85 pies]).

Tabla 3. Radiacin por calorCantidad 330 Btu/hr/pie2 440 Btu/hr/pie2 1500 Btu/hr/pie2 3000 Btu/hr/pie2 4000 Btu/hr/pie2 1000 bbl de petrleo por da (bppd) 1 MMpc/D 1000 bbl de agua por da (bapd) Descripcin Mximo calor solar irradiado a nivel del suelo Lmite superior para la exposicin inocua de la piel humana desnuda Lmite superior recomendado por la norma RP 521 del API para un trabajador de campo petrolero que usa ropas de trabajo e intermitentemente se refugia y se moja con agua Lmite superior para estructuras y equipos no protegidos; el personal puede evitar las lesiones si abandona rpidamente el rea Calienta la madera a 427 C [800 F] y la enciende Irradia 93 MMBtu/hr Irradia 13 MMBtu/hr Inyectados dentro de la llama absorben 6 MMBtu/hr


s

Seguridad

11

RuidoLa proteccin de los odos es fundamental para todo el personal expuesto al ruido durante operaciones de pruebas de pozos. Las recomendaciones de la International Standards Organization (ISO) para la exposicin al ruido permisible para seres humanos (que no usan proteccin auditiva) se enumeran en la Tabla 4.Tabla 4. Recomendaciones de la ISO sobre exposicin al ruidoNivel de ruido (dBA) 90 95 100 105 110 115 Exposicin permisible 8 hr/D 4 hr/D 2 hr/D 1 hr/D1

2 hr/D

10 min/D

Por ejemplo, un separador por el que fluyen 4000 bppd con una relacin gas / petrleo (GOR, por sus siglas en ingls) de 300 genera un nivel de ruido de 62 dBA. Para una escucha que se encuentra a 30 m de distancia de la lnea de flujo, un flujo de 10 MMpc/D en un gasoducto de 6 pulgadas genera un nivel de ruido de 96 dBA y un flujo de 35 MMpc/D genera un nivel de ruido de 107 dBA.

Seguridad elctricaLos equipos elctricos localizados en reas peligrosas tienen que cumplir con las normas de proteccin definidas por el Comit Europeo de Normalizacin Electrotcnica (CENELEC, por sus siglas en francs) o la Comisin Electrotcnica Internacional (IEC, por sus siglas en ingls). En Norteamrica, los equipos tienen que ajustarse a las normas de la Comisin para Cooperacin Ambiental (CEC, por sus siglas en ingls) y el Cdigo Elctrico Nacional (NEC, por sus siglas en ingls). Las normas definen:s s s

s

mtodos de proteccin temperatura clasificacin de reas peligrosas (diferentes designaciones para CENELEC y IEC y para CEC en Canad y NEC en Estados Unidos) clasificacin de gases.

En reas peligrosas, slo se usarn equipos certificados por un ente certificador autorizado y que porten las marcas apropiadas que indican que pueden ser usados all. Los medios de proteccin que ms se usan son los de: s seguridad intrnseca (EEx ia o EEx ib): EN50014 y EN50020 o IEC 79-0 y 79-11 s a prueba de explosiones (EEx d): EN50014 y EN50018 o IEC 79-0 y 79-1.

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La Tabla 5 indica cul mtodo de proteccin podr usarse generalmente en diversas reas peligrosas segn las normas europeas (NE) y las normas del IEC. Hay que tener en cuenta adems la marcacin de temperatura del aparato elctrico frente al tipo de gas presente o esperado en el rea peligrosa.Tabla 5. Proteccin elctrica en rea peligrosaEN o IEC Zona 0 EEx ia EEx ib EEx d S No No 1 S S S 2 S S S


s

Seguridad

13

Diseo avanzado de pruebas de pozos

Todas las operaciones de pruebas de pozos de Schlumberger, junto con todos los equipos para pruebas de superficie fabricados por Schlumberger, obedecen a un conjunto de normas reconocidas (Fig. 5) y a directrices internas de la compaa. Los estndares generales y las especificaciones de Schlumberger se describen en esta seccin. Otros requisitos regulatorios expedidos por autoridades locales que se relacionan con operaciones de pruebas de pozos son:s s s

Las normas Pt. 6 Drill (N) de Det Norske Veritas (DNV) para unidades mviles marinas Los Instrumentos Estatutarios del Reino Unido No. 289 y las Notas Directrices para HSE Las regulaciones del Directorio Noruego del Petrleo (NPD, por sus siglas en ingls) para perforacin (y otros) para petrleo en aguas internas de Noruega.

Estndares generalesLos equipos de superficie para pruebas usados por Schlumberger tienen que ceirse a los siguientes estndares generales:s

s

s

s

s

s s s

Especificacin 6A del API, Equipo para Cabezas de Control y rbol de navidad, para cabezas de control, vlvulas de seguridad de superficie, distribuidores o mltiples de estrangulamiento y lneas de flujo de alta presin RP 14E del API, Diseo e Instalacin de Sistemas de Tubera para Plataformas de Produccin Marinas o la norma B31.3 de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecnicos (ASME, por sus siglas en ingls), Tubera de proceso para lneas de flujo a baja presin aguas abajo de los intercambiadores de calor Especificacin 12K del API, Calentadores de Tipo Indirecto para Campos Petrolferos para los calentadores e intercambiadores de vapor RP 14C del API, Anlisis, Diseo, Instalacin y Pruebas de Sistemas Bsicos de Seguridad de Superficie para Plataformas de Produccin Marinas, para los sistemas de seguridad de superficie Especificacin 14A del API, Equipos de Vlvulas de Seguridad en el Subsuelo y 14D, Especificacin para Vlvulas de Seguridad de Cabeza de Control en Superficie y Vlvulas de Seguridad Submarinas para Servicio en reas Marinas para vlvulas de superficie de seguridad y sistemas ESD Especificacin 16A del API, Equipos de Perforacin para los cubos API Cdigo ASME para calderas y recipientes a presin; Seccin VIII para recipientes a presin Norma MR-01-75 de la Asociacin Nacional de Ingenieros de Corrosin (NACE, por sus siglas en ingls), para todos los equipos para servicio H2S.


s


15

Figura 5. Certificacin ISO para el Centro de Productos Schlumberger-Riboud

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Diseo de pruebas de pozosPara la realizacin de pruebas de pozos en condiciones de alta presin, alta temperatura o alto flujo, se debe llevar a cabo un estudio de Riesgos y Operabilidad (HAZOP, por sus siglas en ingls) y una revisin del diseo de la prueba para cada prueba o proyecto. La revisin del diseo de prueba se basa en las tcnicas de anlisis de seguridad definidas por la norma RP 14C del API (Figs. 6 a 8). Adems, los sistemas ESD tienen que disearse para aplicaciones con presiones superiores a 10.000 lpc o con altas tasas de flujo. Se definen como pruebas de altas tasas a aqullas con tasas superiores a 30 MMpc/D para pozos de gas y 8000 bppd para pozos de petrleo. Para este tipo de pruebas se recomiendan las siguientes normas:s

Arquitectura bsica del sistema de seguridad de tres etapas Los parmetros del pozo (presin, temperatura, tasa de flujo, contenido de H2S, etc.) se deben vigilar constantemente con sistemas electrnicos y manuales redundantes, y las mediciones se han de comparar con los parmetros del marco operativo definido por el diseo de pruebas de pozos. Los sistemas ESD que controlan la vlvula de cabeza de pozo, la vlvula submarina de seguridad y la vlvula de la lnea de flujo deben activarse con control manual, pilotos de baja y alta presin o fusibles en circuitos elctricos y sensores de temperatura. Las vlvulas de seguridad de presin deben liberar todas las secciones de la lnea de flujo que tengan una presin de trabajo menor que la mxima presin de cierre de cabeza de control. Redundancia de seguridad en todas las etapas, con suficiente segregacin de operaciones para prevenir las fallas del sistema a causa de rotura de un componente Proteccin total en la superficie Los equipos semi-sumergibles deben tener incorporado el rbol submarino dentro del sistema ESD. Las plataformas autolevadizas y los equipos de perforacin de tierra deben tener una vlvula de control de pozo E-Z Valve* unida con el sistema ESD. Los controles automticos ESD deben poder puntear a las dos configuraciones previas, siempre que haya cable o tubera flexible dentro del pozo, para que slo sea posible la operacin manual. Las vlvulas de cabeza de pozo se deben cerrar y los equipos de prueba se deben detener si los parmetros del pozo exceden el marco operativo, si los pilotos se disparan, o si los equipos de superficie esenciales para el control del pozo fallan y suponen un riesgo para la seguridad o el medio ambiente. En caso de una falla catastrfica, la vlvula submarina de seguridad se debe cerrar. El tiempo de operacin del sistema de seguridad debe estar de acuerdo con las caractersticas del pozo y del yacimiento, con menos de 10 segundos para el cierre completo de las vlvulas de seguridad de superficie operadas manualmente o por el dispositivo piloto de operacin ms lenta.

s

s

s


s


17

La Fig. 6 muestra un ejemplo de anlisis HAZOP, en el que se registran los diversos niveles de alarmas y protecciones por segmento operacional o equipo. La informacin se deriva de los principios generales del sistema de seguridad (Fig. 7) y la Tabla de Anlisis de Seguridad (S.A.T.) (Fig. 8) para cada segmento.

API 14 C CARTA DE EVALUACIN DEL ANLISIS DE FUNCION DE SEGURIDAD (S.A.F.E.)14 DIC 1993 Preliminar REV. 1 COMPONENTE DEL PROCESO DISPOSITIVO ALT. PROTECTION IDENT SERVICIO I.D. SAC NO. ALTERN. LNEA DE FLUJO AGUAS ARRIBA PSL-001 INTERCAM. CALOR PRESIN

CIERRE DE LINEA ALARMA MENSAJE DE FLUJO ENCENDIDA ENCENDIDO ALARMA CONTROL TIEMPO INTERNO VALVULA DE AUDIBLE PANEL PLC LINEA DE FLUJO DE PANEL MESSAGE DE CONTROL

RETRASO

V 001 N/A X

SDV 002 X

PUNTO FIJO RECOMENDADO PANEL DE INTERFAZ DE OPERADOR PLC DE PANEL DE CONTROL

PRESIN DE ALIVIO

ANOTACIONES PSH NO SE REQ. MWHP fondo de la mirilla X X 0 PSIG 1 SEG 50 PSIG X Fondo de la mirilla X (SEAL DE 4-20mA A CPU EN LA SALA DE CONTROL) ESTE INSTRUMENTO REALIZA LAS FUNCIONES DE PRESIN PSHH, PSL & PSLL. X X X X 2 SEG Tope de la mirilla X X 2 SEG 20cm < tope de la mirilla Fondo de la mirilla X X 2 SEG X

PT-202 LNEA DE FLUJO AGUAS ABAJO A CALOR ESTRANGULADOR PSHH-202 INTERCAMBIADOR PRESIN PSH-202 PSLL-202 CIRCUITO H-002 PRESIN CALOR L. DE PETRLEO INTERCAMBIADOR DESDE CALENTADOR AL SEPARADOR PT-301 PSHH-301 PSH-301 PSLL301 PSV-003 CIRCUITO PT-322 PSHH-322 PSH-322 PSLL322 PSV-002 CIRCUITO PT-101 PSHH-101 PSH-101 PSL-101 PSLL-101 PSV-004 PSV-005 CIRCUITO LT-111 LSHH-111 LSH-111 LSL-111 LSLL-111 CIRCUITO PT-401 PSHH-401 PSH-401 PSLL-401 PSV-006 CIRCUITO LT-411 LSHH-411 LSH-411 LSLL-411 CIRCUITO ESD 1

H-002 PRESIN CALOR RECIPIENTE INTERCAMBIADOR

D-001 SEPARADOR

PRESIN

NIVEL DE PETRLEO

D-002 TANQUE DE SURGENCIA

PRESIN

NIVEL DE PETRLEO

ESD PANEL-C001 ESD PANEL-C002

MANUAL ESD

N/A

X

X

UBICADO EN EL PISO DEL TALADRO SISTEMA NEUMTICO U. EN EL MANIFOLD DE ESTRANGULAMIENTO SISTEMA NEUMTICO

MANUAL ESD

ESD 2

N/A

X

X

Figura 6. Ejemplo de anlisis HAZOP.

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Cliente: Equipo: Pozo: Trabajo No.:

FILOSOFA DEL SIST. DE SEGURIDAD Actualizado:PRIMERA ETAPA Los parmetros del pozo (presin, temperatura y tasas de flujo) se monitorean continuamente por parte de los siguientes elementos: A) SISTEMA DE ADQUISICIN COMPUTARIZADO 1) Salida digital / anloga en tiempo real de los parmetros del pozo 2) Valores Fijos Alto / Bajo para cualquier parmetro del pozo que dan seales audibles / visuales de alarma (reset manual) B) REGISTRADORES MECNICOS DE PRESIN Y TEMPERATURA 1) Registrador Foxboro de presin y temperatura para cabeza de pozo 2) Registrador Barton de presin y temperatura para separador C) C) MONITOREO MANUAL DE PRESIN Y TEMPERATURA 1) Probador de peso muerto, manual o electrnico para presin en cabeza de pozo. 2) Indicadores de dial de presin / termmetros de lpiz en todos los equipos de pruebas de pozo. DURANTE LAS OPERACIONES DE PRUEBA DE POZO, LOS PARMETROS DEL POZO SE MONITOREAN CONTINUAMENTE CON REVISIONES CRUZADAS ENTRE A, B y C PARA ASEGURAR LA EXACTITUD.

SEGUNDA ETAPA Sistema de cierre de emergencia A) TODO EL SISTEMA QUE CONTROLA LA VLVULA DE AISLAMIENTO DE LA CABEZA DE CONTROL (SDV1) Y LA VLVULA DE AISLAMIENTO DE LA LNEA DE FLUJO (SDV2) ESTE SISTEMA SE ACTIVA POR: 1) Sistema elctrico ESD. 2) Botones manuales. 3) Pilotos neumticos. 4) Sonda neumtica de erosin ESD.

TERCERA ETAPA Vlvulas de seguridad de presin (PSV) que desfogan hacia reas seguras a partir de los siguientes puntos: 1) PSV3 ubicada sobre la lnea de flujo a los quemadores para permitir alivio de presin. 2) PSV4 y PSV5 ubicada sobre el tanque del separador para permitir alivio de presin. 3) PSV1,PSE1 y PSV 2 ubicadas sobre los recipientes del intercambiador de calor para permitir alivio de presin en caso de sobrepresin de los recipientes de vapor. 4) PSV6 ubicada sobre el tanque de surgencia para permitir alivio de presin.

Este sistema est diseado para proteger contra cualquier bloqueo / ruptura en el tren de pruebas de pozos entre el piso del equipo y los quemadores.

Figura 7. Principios de diseo del sistema de seguridad.


s


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TABLA DE ANLISIS DE SEGURIDADEVENTO INDESEABLE CAUSA

COMPONENTE :

Cliente: Equipo: Pozo: Actualizado: PRIMARIO PROTECCIN SECUNDARIO Trabajo No.:

SEGMENTOS DE LA LNEA DE FLUJOCONDICIN DETECTABLE EN EL COMPONENTE

15K SEGMENTO DE FLUJO SOBREPRESIN FALLA DEL ESTRANGULADOR EN INTERCAMBIADOR DE CALOR LNEA BLOQUEADA

ALTA PRESIN

NINGUNA NOTA 1

NINGUNA NOTA 1

FUGA

DETERIORO RUPTURA ACCIDENTE

BAJA PRESIN Y CONTRAFLUJO

PSL-001 PSL-201 SDV-002

ESD

1,1K SEGMENTO DE FLUJO SOBREPRESIN FUGA

LNEA BLOQUEADA DETERIORO RUPTURA ACCIDENTE

ALTA PRESIN BAJA PRESIN Y CONTRAFLUJO

PSH-301 PSL-301

PSV-003, ESD ESD

NOTA 1: PSV NO SE REQUIERE SOBRE EL SEGMENTO DE LA LNEA DE FLUJO SI MAWP>SITP

TABLA DE ANLISIS DE SEGURIDADEVENTO INDESEABLE CAUSA

COMPONENTE:

Cliente: Equipo: Pozo: Actualizado: Trabajo No.: PROTECCIN SECUNDARIO

SEPARADORCONDICIN DETECTABLE EN EL COMPONENTE

PRIMARIO

SOBREPRESIN BAJA PRESIN FLUJO EXCESIVO

BLOQUE SALIDA EXCEDE FLUJO ENTRANTE EXCEDE FLUJO SALIENTE FALLA EN EL CONTROL DEL NIVEL FALLA EN EL CONTROL DEL NIVEL

ALTA PRESIN BAJA PRESIN ALTO NIVEL DE LQUIDO

PSH-101,PSH-301 PSL-101 LSH-111 NOTE 1 LSL-111 NOTE 2 PSL-101

PSV-004, PSV-005 PSV-003 ESD ESD

SOPLO DE GAS

BAJO NIVEL DE LQUIDO

ESD

FUGA

DETERIORO

BAJA PRESIN Y CONTRAFLUJO

ESD

NOTA 1: LOS EQUIPOS AGUAS ABAJO PUEDEN MANEJAR SIN PROBLEMA LA MXIMA RESERVA DE LQUIDO. SEPARADOR CONTINUAMENTE ATENDIDO DURANTE OPERACIONES NOTA 2 : LOS EQUIPOS AGUAS ABAJO PUEDEN MANEJAR SIN PROBLEMA LAS MXIMAS VELOCIDADES DE GAS QUE PUEDEN DESCARGARSE A TRAVS DE LA SALIDA DE LQUIDO. SEPARADOR CONTINAMENTE ATENDIDO DURANTE LAS OPERACIONES

Figura 8. Tabla de anlisis de seguridad.

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Barreras de seguridad de los equiposLas barreras de seguridad y los sistemas ESD tienen que ceirse como mnimo a la poltica de presin interna de Schlumberger, como se resume en la Tabla 6.Tabla 6. Configuracin mnima de vlvulas de seguridadVelocidad de flujo o Presin de cierre en cabeza de pozo (lpc) Alta velocidad de flujo (gas: 30 MMpc/D, Lquido: 8000 B/D) 15.000

Sarta de produccin obligatoria S3 + ESD S3 + ESD SCSSV SCSSV D0 D0

S2 = vlvula maestra + vlvula de la lnea de flujo; S3 = vlvula maestra + vlvula de la lnea de flujo + SSV (vlvula de seguridad en superficie); SS0 = vlvula de subsuelo, no obligatorio; SS1 = Vlvula E-Z o E-Z Tree* o SCSSV (subvlvula de seguridad de subsuelo controlada desde la superficie); D1 = vlvula de prueba de formacin (DST); D2 = vlvula DST + vlvula de seguridad DST; D0 = vlvula de fondo de pozo, no obligatorio con sarta de produccin.


s


21

Sistemas de seguridad de superficieUna disposicin tpica de equipos de superficie para pruebas de pozos en reas marinas, como la ilustrada en la Fig. 9, incluye tems tales como una vlvula de seguridad y cierre de emergencia, los cuales forman el sistema de seguridad.7

1 4 3 6 8 9 11 10 12 5 2

13

14

1- Cabeza de control 2- Vlvula de seguridad 3- Cierre de emergencia 4- Unidad de filtro de arena 5- Mltiple de estranguladores 6- Intercambiador de vapor 7- Generador de vapor

8- Separador 9- Tanque de surgencia 10- Bomba de transferencia 11- Mltiple de petrleo 12- Mltiple de gas 13- Extensor del quemador 14- Quemador EverGreen

Figura 9. Disposicin de los equipos de seguridad en la superficie.

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Sistema de cierre de emergenciaSe recomienda un sistema ESD para todas las operaciones de pruebas de pozos a fin de conseguir una cierre rpido en respuesta a un fuga o una ruptura en un tubo, mal funcionamiento de los equipos, incendio o una emergencia similar (Fig. 10). Se usa una estacin remota o una consola ESD (Fig. 11) para cerrar sin problemas las vlvulas de la lnea de flujo. Se recomiendan cuando menos dos estaciones de control en las siguientes ubicaciones:s s

en el separador en un rea alejada de todos los equipos presurizados, sobre una ruta de escape. Los componentes del sistema ESD no se pueden compartir con funciones de control del proceso.

Figura 10. Consola ESD


s


23

Estacin ESD Consola Suministro de control ESD de aire

Tanque de surgencia

Lnea de control del activador Cabeza de control Vlvula de seguridad en superficie Separador Intercambiador de vapor

Estacin ESD

Piloto 0 2500 lpc Distribuidor o mltiple de estrangulamiento de piso Sonda de erosin Piloto 0 10.000 lpc

Estacin ESD

Figura 11. Disposicin del sistema ESD

En las operaciones de pruebas de pozos, el sistema ESD controla (hidrulicamente) la vlvula en la lnea de flujo sobre la cabeza de control. Si la configuracin de las pruebas de superficie as lo exige, tambin puede controlar una vlvula de seguridad adicional, la cual puede estar ubicada aguas arriba del estrangulador. Se aplica presin para abrir las vlvulas y se libera para cerrarlas. El ESD se activa con botones de oprimir desde estaciones localizadas en el separador, el calentador o el intercambiador de vapor, y el tanque. Se suele colocar otra estacin en una ruta de escape. Como respaldo de las estaciones ESD hay pilotos de alta y baja presin sobre la lnea de flujo aguas arriba del distribuidor o mltiple de estrangulamiento, aguas arriba del calentador o intercambiador de vapor y aguas arriba del separador (Fig. 12). El piloto de alta presin inicia el cierre del pozo cuando la presin en la lnea de flujo se eleva por encima de un valor mximo preestablecido (lnea taponada). El piloto de baja presin inicia el cierre del pozo cuando la presin cae por debajo de un valor mnimo preestablecido (ruptura o fuga en la lnea de flujo).

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El sistema ESD para pruebas de pozos cierra simultneamente a control remoto un activador hidrulico en la cabeza de control y una vlvula de seguridad en la superficie (SSV), equipada tambin con activador hidrulico. De la misma manera, cierra un activador hidrulico, de accin nica, a prueba de fallas, siempre y cuando la presin hidrulica operativa sea menor a 6000 lpc [416 bar]. El sistema ESD-C consta de s una consola de control ESD con una bomba hidrulica impulsada por aire, tanque hidrulico, carretes de almacenamiento con mangueras de aire y mangueras hidrulicas para los activadores s Estaciones ESD s Pilotos de alta y baja presin (010.000 y 02.500 lpc [0690 y 0172 bar], respectivamente).Bomba hidrulica Bomba manual Tanque hidrulico V4 interfaz de vlvula 0 6000 lpc PI A las vlvulas hidrulicas de seguridad

0 150 lpc 0 150 lpc Suministro de aire PI PI

V5 vlvula de reajuste PI 0 30 lpc

V7 vlvula de bypass

0 30 lpc PI

Vlvula de escape rpido

V9 vlvula de retencin por velocidad

PI 0 150 lpc Recipiente de aire Estaciones ESD Piloto de alta Piloto de baja Sonda de erosin

Lnea de flujo

Circuito hidrulico Circuito de aire Figura 12. Esquema del sistema ESD. PI

Regulador de aire Indicador de presin

Vlvula Vlvula de retencin


s


25

Vlvula de seguridad de superficieLa SSV se usa para cerrar el flujo aguas arriba del distribuidor o mltiple de estrangulamiento en caso de emergencia (Fig. 13 y Tabla 7). Es operada por el sistema ESD. Las vlvulas SSVs se suministran con un marco de soporte para la base, conexin de entrada (unin hembra) y conexin de salida (unin macho).Activador

Salida

Entrada

Figura 13. Vlvula de seguridad en superficie.

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Tabla 7. Especificaciones de la vlvula SSVSSV-F Servicio Presin de trabajo (lpc [bar ]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno ID (pulg [mm]) 3,0 [76] Entrada Salida Longitud (pie [m]) Altura (pie [m]) Ancho (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 3 pulg Fig. 1002 F 3 pulg Fig. 1002 M 3,7 [1,15] 3,9 [1,18] 2,0 [0,60] 1100 [500] H2S (fluido clase DD) 5000 [345] SSV-G H2S (fluido clase DD) 10.000 [690] 4 a 250, 350 for 12 hr [20 a 120, 175 for 12 hr] 3,0 [76] 3 pulg Fig. 1502 F 3 pulg Fig. 1502 M 4,3 [1,30] 3,9 [1,18] 2,0 [0,60] 1188 [540] 3,0 [76] 3 pulg API 6BX brida 3 pulg API 6BX brida 4,3 [1,30] 4,1 [1,24] 2,0 [0,60] 1450 [660] SSV-HD H2S (fluido clase DD) 15.000 [1035]


s


27

Cabeza de flujo

La cabeza de control se coloca directamente encima del pozo y es la primera pieza del equipo a travs de la cual pasa el fluido proveniente del pozo (Fig. 14). Sus cinco funciones principales en el control del paso del fluido hacia adentro y hacia fuera del pozo son:s s

s s

s

sostener el peso de la sarta de prueba permitir el movimiento hacia arriba y hacia abajo (recproco) de la sarta de prueba. Si hay conectada una unin giratoria, tambin se puede hacer girar la sarta de prueba. La necesidad de la unin giratoria depende del tipo de equipos de fondo que se est empleando. Algunas herramientas se pueden operar completamente usando movimientos ascendentes y descendentes, algunas requieren rotacin y otras precisan de ambos tipos de movimientos. controlar el flujo de salida del pozo a travs de una vlvula de flujo proveer una conexin para una lnea para matar el pozo despus de una operacin de pruebas o durante una emergencia. La lnea para matar el pozo es esencial para controlar la presin en el pozo. Es necesario tener control de la presin para sacar la sarta de prueba despus de que las pruebas se han terminado, y es crtica por cuestiones de seguridad. Por ejemplo, si la presin en fondo de pozo es demasiado alta, la sarta de herramientas podra ser empujada. Permitir la introduccin de herramientas dentro del pozo a travs de la vlvula de suaveo o pistoneo.


s

Cabeza de control

29

Figura 14. Cabeza de control.

30

Cabeza de control ligera de 2 18 pulgadasLa cabeza de control ligera (Fig. 15 y Tabla 8) soporta la sarta de perforacin y permite las siguientes operaciones:s s s

hacer fluir el pozo matar el pozo hacer girar la sarta sin desconectarla. La cabeza de control para pruebas de 218 pulgadas de dimetro interno consiste de: vlvula de alivio y vlvula tapn (kelly cock) unin giratoria integrada en la cabeza vlvula de 2 pulg [51 mm] para lnea para matar el pozo vlvula de 2 pulg para lnea de flujo vlvula maestra en el vstago (kelly)

s s s s s

Tubo de elevacin

Vlvula de suaveo de tapn (kelly cock)

Unin giratoria Vlvula de lnea para matar el pozo Vlvula de lnea de flujo Lnea de flujo

Vlvula maestra en vstago (kelly cock)

Figura 15. Cabeza de control ligera.


s

Cabeza de control

31

Tabla 8. Especificaciones de la cabeza de control ligeraFHL-F Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno (ID) (pulg [mm]) Mxima carga a la traccin (lbf a 0 lpc [kN a 0 bar]) (lbf a 5000 lpc [kN a 345 bar]) Conexin Fondo Lnea de flujo Lnea para matar al pozo ID Vlvula de suaveo (kelly cock) (pulg [mm]) ID Vlvula maestra (kelly cock) (pulg [mm]) Altura (pie [m]) Ancho (pie [m]) Longitud (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 400.000 [1780] 250.000 [1110] 412 pulg 4 S.A. 312 pulg IF 2 pulg Fig. 1502 M 2 pulg Fig. 1502 F 218 [54] 218 [54] 9,8 [3,00] 2,6 [0,80] 0,5 [0,14] 1320 [600] H2S 5000 [345] 4 a 300 [20 a 150] 218 [54]

32

Cabeza de control de 214 pulgadasLa cabeza de control de 214 pulg para prueba en pozo (Fig. 16 y Tabla 9) consta de:s s

s s

vlvula manual de compuerta de alivio 2916 pulg conjunto de flujo con vlvula a prueba de fallas de 214 pulg integrada y operada a control remoto unin giratoria de 214 pulg para cabeza de control vlvula maestra de 2 916 pulg, independiente.

Tubo de elevacin

Vlvula de suaveo

Vlvula tipo camisa a prueba de fallas

Lnea para matar el pozo

Lnea de flujo

Unin giratoria

Vlvula maestra

Figura 16. Cabeza de control de 214 pulgadas.


s

Cabeza de control

33

Tabla 9. Especificaciones de la cabeza de control de 214 pulgadasFHT-M Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno (ID) (pulg [mm]) Mxima carga a la traccin (lbf a 0 lpc [kN a 0 bar]) (lbf a 5000 lpc [kN a 345 bar]) Conexin Fondo Lnea de flujo Lnea para matar el pozo ID Vlvula (de compuerta) de alivio (pulg [mm]) ID Vlvula (de compuerta) maestra (pulg [mm]) Altura (pie [m]) Ancho (pie [m]) Longitud (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 420.000 [1870] 200.000 [890] 412 pulg 4 S.A. 312 pulg IF 2 pulg Fig. 1502 M 2 pulg Fig. 1502 F 2 916 [65] 2 916 [65] 14,4 [4,40] 2,5 [0,76] 2,0 [0,60] 2300 [1045] H2S (fluido clase DD) 10.000 [690] 20 a 250 [28 a 121] 214 [57]

34

Cabezas de control de 318 y 3116 pulgadasLas cabezas de control de 318 y 3116 pulgadas (Fig. 17 y Tabla 10) constan de:s

conjunto de cabeza de control vlvula manual de suaveo dos vlvulas con conexin de aleta, una con un activador hidrulico (lnea de flujo) vlvula maestra independiente unin giratoria patn para transporte.

s

Tubo de elevacin

Vlvula de suaveo

Vlvula de lnea para matar el pozo

Activador para la vlvula de la lnea de flujo

Lnea para matar el pozo

Lnea de flujo

Unin giratoria

Vlvula maestra

Figura 17. Cabezas de flujo de 318 y 3116 pulgadas.


s

Cabeza de control

35

Tabla 10. Especificaciones de las cabezas de control de 318 y 3116 pulgadasFHT-F Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno (ID) (pulg [mm]) Mxima carga a la traccin (lbf a 0 lpc [kN a 0 bar]) (lbf a 5000 lpc [kN a 345 bar]) Conexin Fondo Lnea de flujo Lnea para matar el pozo ID Vlvula (de compuerta) de alivio (pulg [mm]) ID Vlvula (de compuerta) maestra (pulg [mm]) Altura (pie [m]) Ancho (pie [m]) Longitud (pie [m]) Peso (lbm [kg]) Dimensiones del patn (pie [m]) Peso del patn (lbm [kg]) 300.000 [1330] 200.000 [890] 612 pulg 4 S.A. A solicitud 3 pulg Fig. 1002 M 3 pulg Fig. 1002 F 318 [79] 318 [79] 12,0 [3,65] 3,6 [1,10] 3,8 [1,15] 4400 [2000] 12,1 4,6 1,0 [3,7 1,4 0,3] 1000 [455] 490.000 [2180] 300.000 [1330] 612 pulg 4 S.A. A solicitud 3 pulg Fig. 1502 M 3 pulg Fig. 1502 F 3116 [78] 3116 [78] 12,5 [3,80] 3,6 [1,10] 3,6 [1,10] 4994 [2270] 15,0 3,9 6,6 [4,6 1,2 2,0] 7040 [3200] 660.000 [2940] 320.000 [1420] 7 pulg 5 S.A. A solicitud API 6BX flange API 6BX flange 3116 [78] 3116 [78] 13,3 [4,06] 4,1 [1,25] 4,1 [1,25] 8530 [3870] 15,0 6,6 3,6 [4,6 2,0 1,1] 7040 [3200] 318 [79] H2S (fluido clase DD) 5000 [345] FHT-G H2S (fluido clase DD) 10.000 [690] FHT-HD H2S (fluido clase DD) 15.000 [1.035]

4 a 250, 320 para 12 hr [20 a 121, 160 para 12 hr] 3116 [78] 3116 [78]

36

Cabeza de control de 618 pulgadasLa cabeza de control de 618 pulgadas (Fig. 18 y Tabla 11) est diseada para altas velocidades de flujo. Consta de:s

conjunto de cabeza de control vlvula manual de suaveo dos vlvulas con conexin de aleta, una con un activador hidrulico (lnea de flujo) vlvula maestra independiente unin giratoria canasta para transporte

s

Figura 18. Cabeza de control de 618 pulgadas.


s

Cabeza de control

37

Tabla 11. Especificaciones de la cabeza de control de 618 pulgadasFHT-L Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno (ID) (pulg [mm]) Mxima carga a la traccin (lbf a 0 lpc [kN a 0 bar]) (lbf a 5000 lpc [kN a 345 bar]) Conexin Fondo Lnea de flujo Lnea para matar el pozo ID Vlvula (de compuerta) de alivio (pulg [mm]) ID Vlvula (de compuerta) maestra (pulg [mm]) Altura (pie [m]) Ancho (pie [m]) Longitud (pie [m]) Peso (lbm [kg]) Dimensiones del patn (pie [m]) Peso del patn (lbm [kg]) 500.000 [2220] 258.000 [1150] 912 pulg 4 S.A. A solicitud 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 618 [156] 618 [156] 13,5 [4,10] 5,2 [1,60] 3,9 [1,20] 10.270 [4660] 15,0 6,6 3,9 [4,6 2,0 1,2] 7040 [3190] H2S (fluido clase DD) 6000 [415] 20 a 250 [28 a 121] 618 [156]

38

Mltiple de instrumentacin

El Mltiple de instrumentacin (Data Header) se usa para conectar los instrumentos y sensores para la adquisicin de datos aguas arriba del distribuidor o mltiple de estrangulamiento (Fig. 19 y Tabla 12). El Mltiple de instrumentacin estndar incluye de cuatro a seis puertos para manmetros y transductores de presin y temperatura. Dependiendo de la presin, las conexiones pueden ser National Pipe Thread (NPT) o Autoclave Engineers, Division of Snap-tite, Inc. La lnea de flujo especializada, FHH-E, del Mltiple de instrumentacin (Fig. 20) cuenta con conexiones para deteccin de arena: s 5 puertos NPT (12 pulg [12,7-mm] de dimetro) s thermo well (12 pulg de dimetro) s brida BX151 para montar los equipos de deteccin de arena Sandec*.

Figura 19. Mltiple de instrumentacin.


s


39

Thermo well Sonda Sandec

Flujo Figura 20. Mltiple de instrumentacin con sonda Sandec montada en vista lateral (arriba) y esquemtica (abajo).

40

Tabla 12. Especificaciones del mltiple de instrumentacinFHH-CC Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Dimetro interno ID (pulg [mm]) 2 516 [58] Entrada Salida Longitud (pie [m]) Altura (pie [m]) Dimetro (pulg [mm]) Peso (lbm [kg]) 3 pulg Fig. 1002 F 3 pulg Fig. 1002 M 6,56 [2,00] 1,54 [0,50] 3,0 [76] 200 [90] H2S 5000 [345] FHH-CD H2S 10.000 [690] 20 a 250 [28 a 121] 2 3364 [64] 3 pulg Fig. 1502 F 3 pulg Fig. 1502 M 6,56 [2,00] 1,54 [0,50] 3,0 [76] 220 [100] 2 516 [58] 3 pulg Fig. 1502 F 3 pulg Fig. 1502 M 7,11 [2,80] 2,00 [0,60] 3,0 [76] 352 [160] 2 3364 [64] 3 pulg Fig. 2202 F 3 pulg Fig. 2202 M 7,00 [2,10] 1,54 [0,50] 3,0 [76] 390 [175] FHH-E H2S 10.000 [690] FHH-D H2S 15.000 [1035]


s


41

Equipo de manejo de arena

Siempre que se producen slidos durante operaciones de pruebas de pozos o de limpieza, hay que usar equipo de manejo de arena. El principal objetivo es evitar la erosin (causada por la alta velocidad de flujo) y la presencia de slidos en los equipos instalados aguas abajo del pozo. Para los pozos de gas, hay que prestar especial atencin al montaje. El tipo de equipos de Schlumberger usados para el manejo de arena depende del tipo de slidos producidos, ya sea arena de formacin o arena de fracturamientos hidrulicos.

Filtro de arena dobleEl filtro de arena doble (Figs. 21 y 22 y Tabla 13) retiene la arena y otras partculas slidas del efluente del pozo. Suele estar ubicado aguas arriba del distribuidor o mltiple de estrangulamiento. El filtro de arena doble consta de:s s

dos recipientes de filtro 46-L tubera de interconexin con puenteo y drenaje.

Los recipientes montados dentro de un armazn metlico tienen un soporte telescpico para ser levantados de tal manera que sea fcil reemplazar los filtros. Las aplicaciones tradicionales son para limpiezas de pozos desnudos y para pruebas de mxima velocidad libres de arena.

Figura 21. Filtro de arena doble.


s


43

Vista frontal

Vista lateral

Recipiente de filtrado

Vlvula de drenaje

Entrada de fluido

Drenaje Entrada de fluido Salida de fluido

Vlvula de puenteo

Vista superior Figura 22. Tres vistas del filtro de arena doble.

OperacinLa mxima concentracin de arena, para operacin continua, es cercana a 10 lbm de slidos / min. Este valor se basa en una lechada con 50% de slidos y una densidad relativa de 2,7 para los slidos.

44

Tabla 13. Especificaciones del filtro de arena dobleSFDP-A Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Velocidad de flujo Lquido (B/D [m3/d]) Gas (MMpc/D [Mm3/d]) Tamao estndar del tamiz (m) rea equivalente de flujo (pulg [mm]) Max P (lpc [bar]) Entrada de fluido Salida de fluido Salida de drenaje Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Transporte En uso Peso (lbm [kg])Hay

SFDP-B H2S 5000 [345] 4 a 250 [20 a 121]

H2S 10.000 [690] 4 a 250 [20 a 121]

5000 [795] 35 [991] 200 11,5 [300] 1500 [103] 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 2 pulg Fig. 1502 9,2 7,2 [2,8 2,2]

5000 [795] 35 [991] 200 11,5 [300] 1500 [103] 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 2 pulg Fig. 1502 9,2 7,2 [2,8 2,2]

13,1 [4] 24,2 [7,4] 16.535 [7500]

13,1 [4] 24,2 [7,4] 16.535 [7500]

otros tamaos disponibles


s


45

Separador de arenaEl separador de arena (Figs. 23 y 24 y Tabla 14) elimina los slidos de la corriente de produccin. La separacin petrleo/gas/agua se lleva a cabo en un separador de tres fases. El separador de arena es ideal para la limpieza del pozo despus de una fractura con arena, cuando puede producirse un gran volumen de arena al poner el pozo en produccin. El separador de arena consta de: s cilindro de 106 cm 3,05 m [42 pulg 10 pies] con una entrada de 53 cm [18 pulgadas] s compartimiento para arena con esclusa s grupo ciclnico doble s lnea de drenaje de arena s dos vlvulas de seguridad de 3 pulgadas operadas por pilotos, para modular el alivio de presin s distribuidor o mltiple s lnea de descarga de seguridad.

OperacinLa remocin de arena a travs de la lnea de arena permite la operacin continua.

Figura 23. Separador de arena.

46

Vista lateral

Entrada de fluido

Salida de gas

Salida de slidos

Salida de fluido

Vista frontal

Salida de fluido Entrada de fluido

Salida de gas Salida de slidos

Vista superior Salida de fluido Entrada de fluido Salida de slidos Salida de gas

Figura 24. Tres vistas de un separador de arena.


s


47

Tabla 14. Especificaciones del separador de arenaSFU-A Servicio Presin de trabajo (lpc a 100 F [bar a 38 C]) (lpc a 212 F [bar a 100 C]) Temperatura (F [C]) Entrada de fluido Salida de fluido Salida de drenaje Vlvula de seguridad de presin (PSV) Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 1440 [100] 1345 [93] 32 a 212 [0 a 100] 3 pulg Fig. 602 3 pulg Fig. 602 3 pulg Fig. 602 3 pulg Fig. 602 18,6 7,3 [5,68 2,24] 8,1 [2,50] 30.860 [14.000] H2S

48

Desarenador ciclnicoLa unidad del desarenador ciclnico montada en un armazn metlico (Fig. 25 y Tabla 15) es una unidad de remocin de slidos que consta de:s s

un recipiente desarenador que contiene un inserto ciclnico nico un recipiente acumulador de arena.

Toda la corriente del pozo se pasa por el desarenador, desde donde se dirige hacia el inserto. La separacin ciclnica de la arena tiene lugar en el inserto, donde la arena cae dentro del acumulador (Fig. 26). El tamao del inserto se elige para que cumpla con las condiciones especficas de diseo para una gama de velocidades de flujo, de las propiedades del fluido y de las concentraciones de arena. El desarenador y acumulador estn separados por un bloque doble de vlvulas de purga (tipo esfera). El acumulador tambin se drena a travs de una disposicin similar. El desarenador queda conectado en lnea durante el proceso de purga. Los slidos separados durante la purga se recogen en un espacio de contencin por debajo del inserto en el recipiente del desarenador y se pasan al acumulador una vez que ste se abre nuevamente al proceso. Los proyectos para los cuales se suele recomendar la utilizacin del desarenador ciclnico incluyen la perforacin con balance inverso y los procesos de separacin de cuatro fases.

OperacinLa mxima concentracin de arena, para operacin continua, es cercana a 10 lbm de slidos / min. Este valor se basa en una lechada con 50% de slidos y una densidad relativa de 2,7 para los slidos.


s


49

Figura 25. Desarenador ciclnico.

50

Tabla 15. Especificaciones del desarenador ciclnicoSFCU-A Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Velocidad de flujo Lquido (B/D [m3/d]) Gas [MMpc/D [m3/d]) Viscosidad del fluido (cp) Contenido de slidos (lbm/1000 bbl) [kg/m3]) Entrada Pico Tamao mximo de las partculas (m) Entrando Saliendo Entrada de fluido Salida de fluido Entrada para lavado con agua Salida de desfogue Descarga de slidos y agua Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) Seco Mojado 26.400 [12.000] 29.700 [13.500] 600 10 a 20 4 pulg Fig. 1002 4 pulg Fig. 1002 2 pulg Fig. 1502 2 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 9,5 7,3 [2,9 2,2] 22 [6,7] 10 a 100 [0,03 a 0,3] 4000 [11,3] 4500 [715] 35 [991.200] 2 a 20 H2S 5000 [345] 4 a 250 [20 a 120]


s


51

Vista frontal

Vista lateral

Desarenador

Acumulador

Salida de fluido Entrada de fluido Salida de slidos Salida de fluido Entrada de fluido Salida de fluido Lnea de lavado Vista superior Figura 26. Tres vistas de un desarenador ciclnico.

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Distribuidor de estrangulamiento

El distribuidor de estrangulamiento (Fig. 27 y Tabla 16) controla el fluido del pozo al reducir la presin de flujo y mantener una velocidad constante de flujo antes de que el fluido entre a los equipos de procesamiento en superficie. Durante las pruebas de pozo, es necesario alcanzar flujo crtico (en el cual la presin aguas abajo del estrangulador es aproximadamente la mitad de la presin aguas arriba del estrangulador). En el flujo crtico, los cambios en la presin y en la velocidad de flujo que se hacen aguas abajo del estrangulador no afectan la presin en el fondo de pozo ni la velocidad de flujo.

Figura 27. Distribuidor de estrangulamiento.

Tabla 16. Especificaciones del distribuidor de estrangulamientoFMF-F Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura [F [C]) Dametro interno (ID) (pulg [mm]) Entrada Salida Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 3,0 [51] 3 pulg 1002 F 3 pulg 1002 M 6,2 5,9 [1,9 1,8] 3,2 [0,97] 3785 [1720] H2S 5000 [345] FMF-BF (bypass) H2S 5000 [345] FMF-G H2S 10.000 [690] FMF-BG (bypass) H2S 10.000 [690] FMF-HD H2S 15.000 [1035] 4 a 320 [20 a 160] 3,0 [51] 3 pulg 1502 F 3 pulg 1502 M 8,5 7,2 [2,6 2,2] 3,3 [1,02] 5510 [2500] 3,0 [51] API 6BX API 6BX 8,2 6,9 [2,5 2,1] 3,3 [1,02] 6060 [2750]

4 a 250 [20 a 121] 3,0 [51] 3 pulg 1002 F 3 pulg 1002 M 7,2 6,2 [2,2 1,9] 3,2 [0,97] 5070 [2300] 3,0 [51] 3 pulg 1502 F 3 pulg 1502 M 8,2 6,9 [2,5 2,1] 3,3 [1,02] 4180 [1900]


s

Distribuidor de estrangulamiento

53

El distribuidor o mltiple de estrangulamiento consta de vlvulas y accesorios organizados para dirigir el flujo a travs de uno de los dos lados de la estrangulacin. Un lado est configurado con un estrangulador variable, y el otro con un estrangulador fijo (Fig. 28). El lado del estrangulador fijo se arma atornillando un estrangulador calibrado. Los tamaos del estrangulador suelen darse en graduaciones de 164 de pulgada [0,4 mm] para producir una velocidad de flujo que pueda determinarse al final de la prueba. El estrangulador fijo se puede cambiar durante la operacin, mientras se dirige el flujo a travs del estrangulador variable. El estrangulador variable es un orificio de geometra variable que se cambia fcilmente sin necesidad de aislar ese lado del distribuidor. Si se conoce, el tamao del estrangulador y la presin aguas arriba, bajo condiciones de flujo crtico, se pueden calcular las velocidades de flujo durante la limpieza.

OperacinSe pone a fluir el pozo por el estrangulador variable. Se va aumentando el tamao del estrangulador hasta alcanzar, en la cabeza del pozo, la presin de flujo deseada. Se selecciona e instala un estrangulador fijo que corresponda con el tamao del estrangulador correspondiente a la lectura en el dial del estrangulador variable y se deriva el flujo a travs del estrangulador fijo a la velocidad determinada.Vista frontal

Entrada de fluido Vista lateral

Salida de fluido Vista superior Salida de fluido

Estrangulador variable Figura 28. Tres vistas del distribuidor de estrangulamiento.

Entrada de fluido

Estrangulador fijo

54

Intercambiador de calor

Los intercambiadores de calor, comnmente llamados calentadores, elevan la temperatura de los efluentes del pozo, lo cual impide la formacin de hidratos, reduce la viscosidad y rompe las emulsiones para facilitar la separacin de petrleo y agua.

Tipos de calentadores y aplicacionesLos calentadores se usan en casi todos los aspectos de la produccin y el procesamiento del petrleo. Varan en tamao y complejidad; desde un simple bao de agua caliente hasta un sofisticado horno de craqueo en una refinera. Generalmente se clasifican como de fuego directo o indirecto. En un calentador de fuego directo, el fluido que se est calentando fluye a travs de tubos que estn rodeados por una caja de fuego, estando en contacto directo con la fuente de calor. Un calentador domstico es un ejemplo tpico de un calentador de fuego directo. El uso de calentadores de fuego directo en la industria petrolera tiene limitaciones. En un calentador de fuego indirecto, el fluido del pozo que se est calentando fluye a travs de tubos que estn rodeados por agua en un recipiente. La fuente de calor calienta el agua por medio de una caja de fuego.

Prevencin de la formacin de hidratosEl gas natural contiene vapor de agua. Bajo ciertas condiciones de flujo (estrangulamiento), se produce una expansin suficiente para reducir la temperatura del fluido y causar la formacin de hidratos. Los hidratos se forman cuando partculas de agua y algunos hidrocarburos livianos presentes en el gas natural se tornan slidos. La formacin de hidratos constituye un serio problema. Si las partculas se congelan en los equipos de superficie, las vlvulas y medidores de flujo se tornan inoperantes y los estranguladores se taponan. Los hidratos de gas natural se parecen a la nieve en grnulos. Estos compuestos qumicos de hidrocarburos y agua se forman a temperaturas por encima del punto de congelacin normal del agua. Esto sucede cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua bajo condiciones de baja temperatura y alta presin. La alta velocidad, las pulsaciones creadas por la presin y la agitacin aceleran el fenmeno. La formacin de hidratos tambin se acelera por ciertos gases, en especial el H2S y el CO2. Se usa un calentador para ayudar a mantener la temperatura por encima del punto en el cual se pueden formar los hidratos.

Reduccin de la viscosidadLa alta viscosidad entorpece el flujo de un efluente a travs de un tubo. No suele suponer un problema en la realizacin de pruebas. Sin embargo, los efectos combinados de los cambios de composicin, conforme el fluido del yacimiento se trae a la temperatura ambiente, pueden elevar su viscosidad y afectar as la eficiencia de las pruebas. Dado que la viscosidad depende de la temperatura, se puede usar un calentador para reducir la viscosidad y as evitar los problemas causados por la alta viscosidad.


s


55

Ruptura de emulsionesCon la inevitable produccin de agua de un yacimiento, resulta necesario separar el agua del petrleo. Bajo ciertas condiciones, el petrleo y el agua forman una emulsin y no se separan a menos que se les inyecten sustancias qumicas o se eleve la temperatura del efluente con un calentador.

Intercambiadores de calor a base de vaporLos intercambiadores de calor a base de vapor han reemplazado casi por completo a los calentadores de fuego indirecto para operaciones marinas y tambin se emplean en condiciones en las cuales los reglamentos no permiten el uso de calentadores de fuego indirecto. Las Figs. 29 y 30 ilustran intercambiadores de calor a base de vapor. Un intercambiador de calor a base de vapor est prcticamente exento del riesgo de incendio. Requiere de un suministro adecuado de vapor para operar. Algunos equipos tienen un suministro suficiente de vapor, pero por lo general hay que usar un generador de vapor adicional. Existen compaas que proveen el servicio de generador de vapor.

Figura 29. Intercambiador de calor a base de vapor.

56

Vista lateral

Entrada de vapor

Salida de condensado

Vista frontal

Estrangulador ajustable Entrada

Bypass Salida Entrada de vapor

Vista superior Entrada Bypass Salida

Figura 30. Tres vistas de un intercambiador de calor a base de vapor.


s


57

El tipo de intercambiador de calor a base de vapor que se usa con mayor frecuencia en las pruebas tiene una capacidad de 4,3 MMBtu/hr (Tabla 17). Como se muestra en la Fig. 31, est dotado de una cubierta y tambin de un tubo que constituyen un recipiente de alta presin. El vapor que entra al intercambiador se pasa por el conjunto de tubos. El calor se transfiere desde el vapor hasta el conjunto de tubos y, de all al efluente. Un estrangulador entre la entrada y la salida del intercambiador de calor permite precalentar el efluente antes de que la presin caiga en el estrangulador. El control de temperatura en un intercambiador de calor a base de vapor se muestra en la Fig. 32.Tabla 17. Especificaciones de intercambiadores de calor a base de vaporSTX-BBS Servicio Tamao del recipiente Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura (F [C]) Capacidad (MMBtu/hr) Entrada de fluido Entrada de fluido Entrada de vapor Salida de vapor Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 4900 [338] 32 a 250 [0 a 121] 4,3 3 pulg Fig. 1002 3 pulg Fig. 1002 3 pulg Fig. 206 3 pulg Fig. 206 20 6,4 [6,1 2] 8,1 [2,5] 19.800 [8980] H2S STX-CCN H2S STX-D H2S STX-CCQ H2S

42pulg 15 pie [106 cm 4,57 m] 10.000 [690] 4 a 250 [20 a 121] 4,3 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 206 3 pulg Fig. 206 21,3 7,7 [6,5 2,3] 8,5 [2,6] 26.400 [11.980] 10.000 [690] 32 a 250 [0 a 121] 4,3 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 1502 3 pulg Fig. 206 3 pulg Fig. 206 21,3 7,7 [6,5 2,3] 8,5 [2,6] 26.400 [11.980] 15.000 [1035] 4 a 320 [20 a 160] 4,3 3 pulg Fig. 2202 3 pulg Fig. 2202 3 pulg Fig. 206 3 pulg Fig. 206 21,3 7,7 [6,5 2,3] 8,5 [2,6] 26.840 [12.170]

58

Vlvula de escape de seguridad

Estrangulador

Trampa de vapor

Vlvulas manuales

Salida de vapor condensado Entrada de vapor Vlvula automtica de control

Entrada de efluente

Salida de efluente

Controlador de temperatura Pozo termomtrico

Figura 31. Vista esquemtica del intercambiador de calor a base de vapor.


s


59

Regulador de presin

Aire

Controlador

Vlvula automtica de control

Vapor Efluente

Efluente Caja de estrangulador Vapor Bombillo de temperatura Intercambiador de vapor Trampa de vapor

Generador de vapor Figura 32. Control de temperatura del intercambiador de calor a base de vapor.

60

Calentador de fuego indirectoEl calentador diesel de fuego indirecto de Schlumberger (Figs. 33 a 35 y Tabla 18) consta de:s

s

s

s s

un recipiente para bao de agua a presin atmosfrica, incluyendo un serpentn dividido de 4 pulg con estrangulador intermedio, estrangulador ajustable con asiento de 112 pulg [3,81 cm] y punta slida. un distribuidor equipado con 3 vlvulas de compuerta de 318 pulg diseadas para una presin de trabajo de 5000 lpc [345 bar] una vlvula de cierre para diesel activada por luz de piloto de cierre y controlador de temperatura (Fig. 36) un protector contra llamas sobre la entrada de aire del quemador un protector contra chispas sobre el tubo de escape de la chimenea.

Tabla 18. Especificaciones de calentador de fuego indirectoIHT-BAF Servicio Temperatura de trabajo (F [C]) Presin de trabajo (serpentn)(lpc [bar]) Capacidad de calentamiento (MMBtu/hr) Entrada Salida Entrada de diesel Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) H2S (fluido clase DD) 32 a 200 [0 a 93] 5000 [345] aguas arriba y abajo del estrangulador 2 3 pulg Fig. 1002 F 3 pulg Fig. 1002 M14

pulg NPT

19,2 7,4 [5,85 2,25] 13,1 [4,0] 27.450 [12.450]


s


61

Figura 33. Calentador de fuego indirecto.

Recipiente

Tubo de fuego

Revestimiento Chimenea

Brida

Figura 34. Vista esquemtica del calentador de fuego indirecto.

62

Tubo de escape

Toma de aire

Vista lateral

Estrangulador ajustable Vista frontal

Entrada

Bypass Salida

Vista superior

Figura 35. Tres vistas de un calentador de fuego indirecto.


s


63

Caja de control CMA Propano Vlvula automtica de control Desfogue Diesel Vlvula termosttica Aire Serpentines Protector contra chispas Bulbo de temperatura Caja del estrangulador Efluente Chimenea Lnea de Puenteo

Anillo de aire Protector contra llamas

Efluente

Quemador de diesel Regulador de presin Bulbo de mercurio Luz del piloto de gas Vlvula manual Aire comprimido Propano Diesel Mercurio Fluido del pozo Agua

Figura 36. Controles de temperatura del calentador de fuego indirecto.

64

Intercambiador de vapor de placaEl intercambiador de vapor de placa est diseado especialmente para el calentamiento de alta eficiencia de las lneas instaladas aguas abajo del distribuidor (Figs. 37 y 38 y Tabla 19). Es ideal para pozos de petrleo pesado, a fin de elevar la temperatura del efluente para una mejor disposicin en los quemadores de petrleo. Tambin se puede usar para acondicionar el petrleo antes de la exportacin. La unidad est montada sobre patn con un marco de proteccin y consta de:s s s

un intercambiador de placa un distribuidor para crudo equipado con una lnea de punteo y una vlvula de relevo de presin un distribuidor para vapor equipado con una vlvula de control (de alivio) Fisher de 2 pulgadas para regular la temperatura del crudo que pasa a travs del flujo de vapor.

OperacinEl intercambiador de vapor de placa requiere lquido limpio.

Figura 37. Intercambiador de vapor de placa.


s


65

Vista frontal

Salida Vlvula de seguridad

Vlvula de seguridad

Entrada

Salida de vapor

Entrada de vapor

Vista lateral

Salida de condensado Vista superior

Entrada de vapor

Entrada

Salida

Figura 38. Tres vistas de un intercambiador de vapor de placa.

66

Tabla 19. Especificaciones del intercambiador de vapor de placaSTX-P Vapor Servicio Presin de trabajo (lpc [bar]) Temperatura de trabajo (F [C]) Velocidad de flujo Entrada Salida Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg]) 174 [12] 376 [191] 1854 kg/hr 4 pulg 150 RF 2 pulg 150 RF 11,8 5,6 [3,60 1,72] 7,8 [2,40] 8820 [4000] STX-P Crudo H2S (fluido clase DD) 464 [32] 131 a 194 [55 a 90] 8000 bppd 6 pulg 300 RF 6 pulg 300 RF


s


67

Separador de prueba

Los separadores de prueba son piezas verstiles de equipos utilizadas para separar, medir y tomar muestras de todas las fases del efluente. Puesto que los separadores de prueba se usan en pozos exploratorios (en los cuales se desconocen las fases del efluente) tienen que ser capaces de manejar una amplia gama de fluidos, tales como gas, gas condensado, petrleo liviano, petrleo pesado y petrleo espumoso, as como tambin petrleo con agua e impurezas como lodo o partculas slidas. Schlumberger tambin ofrece una amplia gama de separadores para servicio con alto contenido de H2S. En la Fig. 39 se ilustran los principales elementos de un separador de prueba, que son el tanque (incluidos sus componentes internos, reguladores de presin y de nivel y dispositivos de seguridad), los tubos necesarios para las diferentes fases y los medidores (adaptados con sus correspondientes dispositivos de medicin), y el patn de transporte con su marco de proteccin. Los separadores tambin estn equipados con un probador de encogimiento integrado, un registrador Barton y salidas para recoleccin de muestras.

Figura 39. Separador de prueba.


s

Separador de prueba

69

Tanque del separadorLos principales componentes internos de un separador se ilustran en la Fig. 40. Las placas coalescentes impiden que las gotitas mayores de 15 mm de dimetro sean llevadas hacia el interior del chorro de salida de gas, y el extractor de gotas, que es el ltimo obstculo que el gas debe superar, antes de abandonar el tanque del separador, bloquea las finas gotitas de lquido que an permanecen en el chorro de gas. Las gotitas bloqueadas coalescen y vuelven a caer dentro de la fase de petrleo.Vlvula de seguridad Segunda vlvula de seguridad Placas de coalescencia Rompedor de espuma Salida para gas Extractor de gotas Puerta de acceso Entrada de efluente Placa de deflexin Controlador del nivel de agua Figura 40. Corte transversal esquemtico del recipiente del separador de prueba. Salida de agua Vertedero Controlador del nivel de petrleo Rompedor de vrtice Salida de petrleo

La capacidad del tanque para cada fase depende de las condiciones de presin y temperatura en sitio y de las propiedades del efluente en sitio como: s la viscosidad y densidad de los lquidos, que son una funcin de la cantidad de gas disuelto s nivel lquido de operacin del tanque s componentes internos del tanque s eficiencia requerida para separacin gas-lquido en trminos del tamao de las gotitas de lquido que deben ser separadas de la fase gaseosa. Los clculos de las capacidades de petrleo y de gases y la presin interna se hacen de la siguiente forma: La velocidad de asentamiento Vs, coeficiente de arrastre Cd y el nmero de Reynolds Re se calculan como: dm l g Cd g

Vs = 0.0019

(1)

Cd =

24 3 + 1/ 2 + 0.34 Re Re

(2)

Re = 0.0049dm Vs

( ) g ,g

(3)

70

y la velocidad crtica Vc es Vc = donde dm L h = = = = = dimetro de las gotitas de lquido (m) densidad en sitio (aire = 1) viscosidad (cp) longitud efectiva del recipiente (pie) altura de la almohadilla (pie) 12Vs L , hg (4)

y los subndices g y l denotan gas y lquido, respectivamente. La velocidad del gas pie3/s es q g = Ag Vc y en MMpc/D es qg = donde Ag P T Z = = = = seccin transversal de gas (pie) presin operativa (lpc) temperatura operativa (R) factor de compresibilidad del gas. (5)

(AgVc ) P(520)(0.0864) ,14.73TZ

(6)

La capacidad de petrleo se calcula como V Qo = 128 , t donde Qo = capacidad de petrleo (bppd) V = volumen de petrleo (bbl) t = tiempo de retencin (s). (7)


s

Separador de prueba

71

Los separadores son altamente verstiles en su operacin porque el nivel del petrleo se puede ajustar a travs de un rango de 15,24 cm [6 pulg] tomados a partir de la lnea central del tanque (Fig. 41). El controlador neumtico de nivel lquido posee un largo flotador vertical que se adeca al rango de los niveles de petrleo. El controlador opera la vlvula reguladora de dimetro pequeo o la de dimetro grande. Esta vlvula se conecta en paralelo en la salida de petrleo, para regular la velocidad del petrleo, desde flujo muy bajo hasta la mxima capacidad del separador (Fig. 42). Las vlvulas se cierran cuando no hay suministro de aire y la interfaz petrleo / gas se puede observar a travs de una mirilla de nivel.P2 Suministro de aire PGV2 Vlvula de alivio PCV7

Contador de gas

PCV2

1 3

2

4

T3 4 3

Vlvulas de salida de gas (GOV) 2 1

T2 PGV3 P3 GOV7 GOV6 PCV1 5 3 1 T5 4 6 2 3 7 4 1 2 6 7 8 T1 PCV3 PCV4

5

6 Vlvula oscilante de no retorno Vlvulas de seguridad

PGV1 P1

5 V3 V1

Salida de agua WOV1 3 2 1 Medicin de petrleo 5 1

V2

5 Vlvulas Vlvulas probadoras de de nivel encogimiento de lquido (SLV) (LLV)

WOV2 V4 2 3

PCV6

4

T4 Vlvulas de salida de petrleo (OOV) Lnea de entrada Lnea de gas Lnea de petrleo Lnea de agua

Figura 41. Diagrama de flujo del separador.

72

Tipo de separador

Posicin de nivel 0

Capacidad de lquido (bppd) Para un tiempo de retencin de 1 min 5 10 15 20

Capacidad de gas (MMpc/D) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90

Separador de prueba SEP-T 42 pulg 10 pies, 1440 lpc

+6" Lnea central 6" 200 400 600 800 1000 1200 1440

Separador de prueba SEP-G 42 pulg 15 pies, 720 lpc

+6" Lnea central 6" 200 400 600 720

+6" Separador de prueba SEP-N Lnea central 48 pulg 12,5 pies, 1440 lpc 6" 200 400 600 800 1000 1200 1440 73

Figura 42. Capacidad del separador.

El nivel de agua tambin se regula neumticamente. Usando un controlador de interfaz para regular la interfaz petrleo / agua, el separador puede eliminar continuamente el agua separada; no obstante, los niveles de agua que sobrepasen el 10% de la capacidad del recipiente no se pueden controlar con eficiencia. El controlador de nivel opera una vlvula reguladora sobre la salida de agua. A semejanza de la vlvula reguladora de petrleo, la vlvula de agua tambin se cierra cuando falta el suministro de aire.


s

Separador de prueba

Separador de prueba tipo N (48 pulgadas 12,5 pies, 1440 lpc)Los separadores tipo N estn diseados para altas velocidades de flujo y alta presin (Fig. 43 y Tabla 20). Constan de lo siguiente:s s s s s s s s

s

tanque de 48 pulgadas 12,5 pies, con puerta de acceso grupo removible de entrada ciclnica vlvula de retencin de pleno dimetro de 4 pulgadas de dimetro interno revestimiento interno del tanque vlvulas de aislamiento en los medidores de flujo (aguas arriba y aguas abajo) vlvulas de control neumtico en las salidas de petrleo y agua dos tubos verticales laterales con controladores de nivel de petrleo y agua dos vlvulas de seguridad operadas con piloto sobre el tanque y una sobre el distribuidor de entrada de petrleo juntas en una lnea de descarga independiente montaje sobre patn con batea completa para derrame, marco de proteccin y panel de proteccin de techo.

Figura 43. Separador de prueba tipo N.

74

OperacinLos beneficios operacionales incluyen:s s s s s s s s

separacin exenta de espuma (sin excedente) aumento en las velocidades de flujo no hay formacin de emulsiones mejor coalescencia por una mejor separacin de lquidos reduccin de peso y volumen simple de ampliar aadiendo ciclones separacin de agua; hasta un bajo contenido de petrleo eliminacin de impurezas en el agua; hasta 20 ppm de petrleo.

Tabla 20. Especificaciones del separador de pruebaSEP-NC Servicio Tamao del tanque Mxima presin de trabajo (lpc a 100F [bar a 38C]) Temperatura (F [C]) Presin de trabajo a mx. temperatura (lpc [bar]) Capacidad de lquido (B/D [m3/d]) LLL HLL Capacidad de gas (MMpc/D [m3/d]) LLL HLL Entrada de fluido Salida de gas Salida de petrleo Salida de agua Salida de alivio Salida de drenaje Dimensiones (pie [m]) Altura (pie [m]) Peso (lbm [kg])Bajo

SEP-ND H2S 48 pulg 12,5 pie [122 cm 3,8 m] 1440 [100] 32 a 212 [0 a 100] 1315 [90]

H2S 48 pulg 12,5 pie [122 cm 3,8 m] 1440 [100] 32 a 212 [0 a 100] 1345 [93]

8200 [1300] 16.500 [2600]

8200 [1300] 16.500 [2600]

90 [2.500.000] 75 [2.100.000] 3 pulg Fig. 602 4 pulg Fig. 602 3 pulg Fig. 602 2 pulg Fig. 602 4 pulg Fig. 602 2 pulg Fig. 602 18,6 7,4 [5,68 2,24] 7,9 [2,42] 43.210 [19.600]

90 [2.500.000] 75 [2.100.000] 3 pulg Fig. 602 4 pulg Fig. 602 3 pulg Fig. 602 2 pulg Fig. 602 4 pulg Fig. 602 2 pulg Fig. 602 18,6 7,4 [5,68 2,24] 7,9 [2,42] 43.210 [19.600]

nivel de lquido (LLL) y alto nivel de lquido (HLL) a 720 lpc [50 bar ]


s

Separador de prueba

75

Separador de prueba horizontal (42 pulgadas 10 pies, 1440 lpc)El separador horizontal estndar de tres fases separa y mide el gas, el petrleo y el agua producidos por el pozo. Este separador es compatible con todos los equipos de realizacin de pruebas de pozos de Schlumberger y se usa primordialmente en pruebas y en la limpieza de pozos recin terminados o estimulados. El separador de prueba horizontal es una unidad independiente con todas las vlvulas y controles neumticos requerid

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