Embed Size (px)
Citation preview
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 1/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 1 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Unidad 3:‐ Separadores
Elementos Relevantes de la Competencia/Criterios de Desempeño:‐
Separadores
Elemento
1
Tipos de
Separador
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐1 Separadores de Dos Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐2 Operaciones con Separadores de dos Fases; Explique los requerimientos y
procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐3 Operaciones con Separadores de Dos Fases; Explique los requerimientos y
procesos para el mantenimiento en campo
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐4 Separadores de Tres Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐5 Operaciones con Separadores de Tres Fases; Explique los requerimientos y
procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐6 Operaciones con Separadores de Tres Fases; Explique los requerimientos y
procesos para el mantenimiento en campo
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐7 Separadores de Cuatro Fases; Identifique la unidad, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐8 Operaciones con Separadores de Cuatro Fases; Explique los requerimientos y
procesos para la instalación, pre arranque, puesta en marcha y desinstalación
U3‐EvL1‐SWT‐E1‐9 Operaciones con Separadores de Cuatro Fases; Explique los requerimientos y
procesos para el mantenimiento en campo
Separadores Elemento 2 Componentes del Separador
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐1 Sistemas de Medición de Gas; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐2 Corrida del Medidor de Gas; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐3 Puntos de Muestra; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐4 Válvulas de Seguridad de Presión; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐5 Disco de Seguridad; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐6 Indicadores de Nivel; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐7 Válvulas y Reguladores del Proceso; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐8 Controladores del Proceso; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐9 Suministro de Instrumentación de Control; Identifique, explique la
funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐10 Medidor de Orificio Daniels; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐11 Probador de Reducción; Identifique, explique la funcionalidad
U3‐EvL1‐SWT‐E2‐12 Probador de Reducción; Realizar bajo supervisión; operación y cálculo del
factor de
reducción
según
la
instrucción
aplicable
de
los
fabricantes
y el
SOP
relevante
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 2/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 2 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Separadores
Objetivos:‐
Al terminar
este
segmento,
usted
podrá:
Identificar y explicar el funcionamiento de los diferentes tipos de separadores de prueba y
sus componentes principales.
Separadores de 2 fases Vs 3 fases Vs 4 fases
Componentes internos de un separador
Instrumentación/control
o
Medidores de
líquido,
tipo
y construcción
o Medidores de gas, caja y accesorios Daniels
o
Componentes de control de la contra presión del gas
o Componentes del control del nivel del líquido
o Regulación del instrumento del suministro de aire
o Tubos indicadoras y llaves de comprobación de los tubos indicadores
o
Dispositivos de
desfogue
de
seguridad
del
separador
Describa los procedimientos correctos de Instalación, puesta en marcha y apagado.
Explique los procedimientos básicos de mantenimiento para el tipo Estándar de
Weatherford.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 3/56
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 4/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 4 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Introducción
Los separadores son exactamente lo que el nombre sugiere, un cantainer usado para
separar los fluidos y sólidos producidos en sus respectivas fases.
Las fases son:
o
Sólidos
o Gas
o Crudo
o Agua
Weatherford usa containers de 2 fases, 3 fases y 4 fases.
1. Containers de 2 fases: separación de liquido (petróleo y agua) y gas
2. Containers de 3 fases: separación de petróleo, agua y gas
3. Containers de 4 fases: separación de petróleo, agua, gas y sólidos
Nota:
Los
containers
de
3
y
4
fases
pueden
ser
usados
como
containers
de
2
fases
Pueden tener una construcción vertical u horizontal.
Los más comunes son los containers horizontales. El separador horizontal permite una
mayor duración de retención para que los fluidos se separen.
La duración de retención es una medida del tiempo teórico en que una molécula del líquido
permanece en el container a una velocidad de circulación específica.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 5/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 5 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
El 100% de la producción entra el container por el orificio de entrada.
Las fases ya separadas circulan hacia afuera del container a través de las salidas designadas:
La salida del gas desde la parte superior del área de separación del vapor
La salida del agua desde la parte inferior del compartimento del agua
La salida
del
crudo
desde
la
parte
inferior
del
compartimento
del
crudo
A: Placa de desviación de entrada
B: Empaque de coalescencia
C: Placas verticales de desviación
D: Rompedores del Remolino
E: Elemento de Desplazamiento del
Nivel del Aceite
F: Extractor del Vapor
Entrada del
Separador
Salida del Gas
Salida del Agua Salida del Crudo
Entrada del Separador Salida del Gas
Salida del CrudoSalida del Agua
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 6/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 6 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Principios de la Separación
La separación de fluidos en sus fases individuales de gas, crudo, agua y sólido ocurre al
interior del container de separación sin la ayuda de ninguna pieza móvil mecánica.
La separación ocurre usando leyes sencillas de física:
(Aproximadamente en el orden en que ocurre la separación)
Restricción: a medida que el fluido entra en el container este es conducido contra un grupo
de placas de desviación. Las placas de desviación tienen el efecto de separar el fluido de la
corriente en piezas más pequeñas y ayudar a que el gas libre se escape inicialmente del
crudo (similar a sostener una manguera de incendios cerca a una pared).
Cambio de dirección provocada al forzar al crudo hacia abajo y hacia el fondo del container.
Cambio
de
velocidad
al
llevar
el
crudo
desde
un
tubo
pipe
de
4”
de
diámetro
hacia
un
container de 48” de diámetro.
Asentamiento: el líquido cae hacia el fondo del container donde se le permite asentarse por
un período de tiempo, durante el período de asentamiento los efectos de la gravedad y la
diferencia de densidad actúan, lo que permite que cualquier sólido del líquido caiga hacia el
fondo del container y que el agua caiga hasta el fondo del líquido.
El cambio en la presión debido a las condiciones en el choque para estabilizar la presión del
separador fomenta que el gas “hierva” y salga de la fase líquida. El gas naturalmente se
eleva hasta
la
parte
superior
del
container.
En la parte superior del container el gas entra en contacto con una serie de láminas planas
en forma de lo que se llama un sello de coalescencia. El sello de coalescencia atrae al
líquido que está siendo transportado con el gas para que se pegue a su superficie. Las
gotitas del líquido se combinan entonces hasta un punto donde la masa supera la adhesión
a la superficie de la lámina y el liquido entonces se precipita nuevamente hacia el líquido en
el compartimiento de asentamiento.
El gas menos la mayor parte de su componente liquido avanza entonces a lo largo de la
parte superior del container hasta la salida del gas. En la salida del gas, se hace que este
pase a través de un “extractor de vapor” en forma de fibras de malla de alambre de
componentes muy juntos. Este tiene el efecto de atrapar hasta el último líquido que pudiera
estar aún presente con el gas. El gas “seco” deja entonces el container a través de la línea
de salida para ser medido por el dispositivo de medición de gas.
Los componentes más ligeros del líquido que se han asentado en el compartimiento de
asentamiento pasan entonces sobre una lámina de rebosadero (o stand pipe) hacia adentro
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 7/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 7 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
del compartimiento del crudo. El compartimiento del crudo permite que la fase del crudo
cree un sello líquido dentro del container para que el líquido que esté saliendo sea medido
por flujómetros de crudo antes de salir del container.
En los containers de 2 y 3 fases los sólidos que son recogidos en el fondo del container son
removidos
mediante
la
Limpieza
del
container
después
del
trabajo.
Por
esta
razón
debe
tenerse cuidado de no inundar los containers con sólidos muy temprano en el proceso de
hacer circular a través del separador.
En un container de 4 fases los sólidos que son recogidos en el fondo del container se purgan
desde el container usando un dispositivo que agita los sólidos forzando al agua a mezclarse
con los ellos y así a remover los sólidos desde el fondo del container.
La gráfica a la derecha muestra
un sistema de sparge que se usa
para purgar los sólidos desde el
fondo del separador de 4 fases.
Par ayudar al proceso de la separación, puede agregarse calor a los fluidos, el cual alterará
la viscosidad de los fluidos.
Puede agregarse químicos para ayudar a separar el agua del crudo y puede agregarse
químicos para hacer que el crudo deje de formarse en una parafina.
Si hay líquidos todavía con el gas esto puede deberse a dos razones principales.
1. El nivel del líquido se mantiene en un nivel demasiado alto.
2. La velocidad del gas que pasa a través del empaque de coalescencia es demasiado
alta provocando que el gas transporte el crudo que debía haberse adherido al
empaque de coalescencia en la línea de salida del gas.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 8/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 8 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Las unidades con diseño vertical se usan
normalmente para aplicaciones de gas con alta
velocidad.
Los containers verticales también son usados costa
afuera en
plataformas
donde
hay
un
espacio
limitado
en la plataforma dentro del área de la zona 2. Tener
un área más pequeña es una gran ventaja; sin
embargo, la desventaja es que el peso/pie cuadrado
es mucho mayor.
La preferencia está entre los límites de carga de la
plataforma Vs. el espacio de la plataforma.
Los separadores también están
montados sobre trailers para
trabajo en tierra, esto es
ventajoso cuando debe
probarse un gran número de
pozos por intervalos cortos. El
tiempo de instalación y
desinstalación se reduce
drásticamente cuando los packs
para
prueba
de
pozos
se
montan en trailers.
El trabajo costa afuera requerirá en
general que los containers sean
montados en patines DNV para costa
afuera (o el equivalente). Esta gráfica
muestra un conjunto para prueba de
pozo que está siendo movilizado
hacia el campo.
Todos los conjuntos para levante y los
patines son certificados por una 3a
parte asesora reconocida e
independiente. Hay una posibilidad
fuerte que el cliente no permita que
el equipo sea levantado sobre el container de suministro si no hay disponible un conjunto
de certificaciones.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 9/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 9 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Comparación de Separadores Horizontales y Verticales
Consideraciones:
Mono
tubo
horizontal
Mono
tubo
Vertical
1. Eficacia de la Separación 1 2
2.
Estabilización
de
los
Líquidos
Separados
1
2
3. Adaptabilidad a condiciones variantes (como la “dirección” de la
circulación)
1 2
4. Flexibilidad de la operación (como el ajuste del nivel del líquido) 2 1
5. Capacidad (mismo diámetro) 1 2
6. Costo por capacidad de unidad 1 2
7. Capacidad para manejar material espumosos 3 1
8. Capacidad para manejar crudo espumosos 1 2
9. Adaptabilidad al uso portátil 1 3
10. Espacio para la instalación
Plano Vertical 1 3
Planta Horizontal
3
1
11. Facilidad de instalación 2 3
12. Facilidad de inspección y mantenimiento 1 3
*Características 1‐Más Favorable 2‐Intermedio 3‐Menos Favorable
Para operaciones generales, la comparación favorece al separador vertical, pero el comportamiento del separador
depende de las partes internas, los accesorios asociados, más el tipo de pozo a ser probado.
*Tabla tomada del Libro de Producción de Petróleo, Vol. 1 Thomas C. Frick
El separador es el corazón en el desarrollo de una prueba a pozo, el propósito principal es
separar y medir la velocidad de circulación de cada fase. Este es un container de presión
usado para separar los fluidos producidos en los pozos de crudo y gas en componentes
gaseosos y líquidos.
Un separador de crudo y gas generalmente incluye los siguientes componentes y
características esenciales:
1. Los componentes mecánicos principales incluyen:
o Un manifold de entrada y by‐pass
o Una placa de desviación fijada en la boquilla de la entrada
o Una sección de asentamiento para permitir que los fluidos se separen
o Un extractor de vapor para remover del gas las partículas pequeñas de
líquido
o
Salida del
gas
o Sección de asentamiento del líquido para remover el gas del crudo y/o
separar el crudo y el agua
o Salida del crudo
o Salida del agua
o Válvulas de drenaje
o Medidores de gas, crudo y agua
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 10/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 10 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
o Dispositivos de seguridad
2. Cuerpo del container seleccionado para que sea lo suficientemente grande para
manejar sacudidas de fluido, que podrían ser burbujas grandes de aire o sacudidas de
fluido.
3. Container también lo suficientemente grande para permitir suficiente duración de
retención para una separación eficiente.
4. Las válvulas de descarga del líquido para controlar los niveles del fluido, debe ser
ajustable.
5. Válvula de contra presión del gas para controlar la presión del gas durante las
operaciones, instalada en la salida del gas, también necesita ser ajustable.
6. Dispositivos de seguridad, válvulas de desahogo, pilotos de presión.
Se ha probado otros métodos de medición de las velocidades de circulación del pozo
individualmente sin el uso de un separador de prueba. Hasta la fecha, el separador ha
demostrado ser el mejor para un amplio rango de velocidades de circulación y condiciones
del fluido.
Los flujómetros multifásicos se están convirtiendo comunes en la industria del petróleo
pero nunca reemplazarán al separador completamente ya que el separador es capaz de
trabajar sin ninguna modificación con grandes variaciones en la velocidad de circulación,
densidad del fluido y entrada de fluidos.
Los separadores de prueba vienen en diferente valores nominales de presión y tamaños.
Entre más grande el container más alto el volumen que puede manejar. El tamaño estándar
para Weatherford es 42 pulg X 10 pies (42” es el diámetro y 10’ es la longitud), esta no es
la longitud total, no incluimos en la medida los platos de los extremos, la longitud se mide
desde junta a junta (Ejemplo: 10ft SS, o puede ser registrado en el libro de datos como 10
Pies TT).
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 11/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 11 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Puede diseñarse containers de prueba individuales para que operen en un amplio margen
de presiones.
Desde 0 hasta un máximo de 300 psi
Desde 0 hasta un máximo de 600 psi
Desde 0 hasta
un
máximo
de
1440
psi
Desde 0 hasta un máximo de 2160 psi
En general la presión de funcionamiento será desde alrededor de 30 psi hasta 1,500 psi.
A los separadores de prueba se les puede referir como separadores de 1a fase, separadores
de 2ª fase o como separadores de baja/intermedia y posiblemente alta presión.
Los containers de baja presión o 2a fase se usan generalmente corriente abajo de la
presión alta o de los containers de 1ª etapa. Las aplicaciones varían; pueden usarse
entre 10
y
300 psi.
Los containers de presión intermedia o media están generalmente entre 250 y 700
psi.
Los separadores de alta presión o 1ª etapa operan entre el margen de 750 a 3,000
psi.
Fotografía de un separador de 3 fases
heli‐transportable usado para
operaciones en la selva.
Separadores de 2 Fases
En exploración y/o en pozos prolongados, los containers de prueba de 2 fases se usan muy
rara vez
como
mecanismo
principal
de
separación
y medición
en
las
operaciones
de
prueba
de pozos.
Hay locaciones, como en Rusia, donde las autoridades exigen mediciones frecuentes,
probadas y documentadas sobre la producción. En casos como este puede usarse un
container simple de 2 fases.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 12/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 12 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Comúnmente los pozos se prueban mediante un container convencional de 3 fases
configurado para operar en modo de 2 fases.
El corte de agua, si existe, se calcula a partir del porcentaje total del liquido usando una
muestra básica de agua y sedimento (BS&W) tomada corriente arriba del separador de
prueba en
el
manifold
de
choque.
Este método es confiable en aplicaciones de aplicaciones de corte bajo de agua pero una
vez que las lecturas cambian el 10% BS&W los resultados comenzarán a ser poco fiables.
Salida del Gas
Salida del
Líquido
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 13/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 13 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Los separadores de dos fases que se ven frecuentemente como parte de una conexión de
prueba son depósitos cilíndricos (KO Drums), estos separan el líquido restante del gas a
medida que este se dirige hacia el quemadero. Ejemplos de depósitos cilíndricos KO y un
separador vertical de 2 fases.
Trabajo en Tierra Trabajo en Tierra
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 14/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 14 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Separadores de 3 Fases
Como se mencionó en la introducción, hay varios tamaños, valores nominales y diseños de
separadores de prueba para adecuarse a diferentes situaciones y aplicaciones.
La instrumentación
no
ha
cambiado
significativamente
con
los
años,
esta
aplica
para
todas
las compañías de servicio grandes y pequeñas. Algunas han experimentado con
controladores de nivel de tecnología de radar. Estos sensores son ideales cuando el vapor,
polvo o una superficie espumosa evita las mediciones de onda ultrasónica. Se ha
encontrado que son buenos para el uso en regímenes de circulación con estado constante
pero muy dificultoso durante las actividades de exploración.
Esta sección también cubrirá la instrumentación que nuestro personal opera en el campo.
Las partes internas de los separadores de 3 fases difieren en estilo; los diseños más viejos
no permiten un acceso fácil hacia dentro del container para las inspecciones etc. Los
diseños más recientes, permiten la remoción de todas las partes internas a través de la
salida de escape. Esta es una gran ventaja para la limpieza posterior del container y
posiblemente entre las pruebas, especialmente cuando se está operando en aplicaciones
con aplicaciones de crudo altamente parafinado o donde la producción de arena ha sido un
problema.
Algunos containers están construidos con boquillas adicionales por debajo de la entrada
(normalmente sin ellas) para permitir la limpieza de las partes internas.
Fotografía mostrando las partes internas
siendo limpiadas durante una operación
Estos Vane Packs están ilustrados en el
Plano General del Ensamble.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 15/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 15 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Separador Típico de 3 Fases
El desempañador es muy importante para
prevenir que las gotitas de líquido sean
transportadas junto con el gas a medida que
este sale del container. Surgirán problemas
medioambientales
si
quemamos
excesivo
Humo Negro y/ o provocamos que el Crudo
caiga del gasómetro a medida que este va a
un Quemadero Costa Afuera
Separadores de 3 fases (continuación)
Tabla del I.D de la boquilla (Nota: Los Números de la boquilla son solamente para referencia en
esta ilustración)
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 16/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 16 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Hay otros diseños de separadores de prueba de exploración (verticales). Básicamente todos
usan los mismos principios; tenemos separadores ciclónicos para gas con alto volumen que
usan fuerza centrífuga bastante similar a las unidades desarenadoras.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 17/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 17 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
A continuación hay un esquema que muestra el principio básico del proceso de separación
al interior del container
La Ilustración muestra un stand pipe siendo usado en forma opuesta a una placa de
rebosadero, el estilo placa de rebosadero divide al container en dos compartimientos para
el fluido (uno crudo/uno agua), esto reduce la capacidad del volumen del container.
El diseño de un stand pipe es más eficiente y un sistema más fácil de mantener; otra ventaja
es que un stand pipe está montado a un flange sobre la boquilla de la salida. Esto significa
que puede cambiarse la altura fácilmente. Ejemplo: reemplazando el pipe para que iguale
la altura óptima para adecuarse las condiciones.
El diagrama muestra la Placa de
Rebosadero como alternativa al standpipe.
DESFOGUE DESFOGUE
INDICADOR
DE PRESIÓN
SALIDA
DEL GAS
ENTRADA
LIMPIEZA
DRENAJE SALIDA
DEL AGUA
SALIDA
DEL CRUDO
DRENAJE
DRENAJE
ASPA DEL EXTRACTOR
DE VAPOR
SALIDA DEL
GAS
SALIDA DEL
CRUDO
DRENAJE
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 18/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 18 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
El fluido entra al container golpeando
una serie de placas de desviación, esto
ayuda a separar todas las fases en sus
componentes individuales.
El crudo y el agua caen hasta el fondo del container, el gas llena la sección superior y sale
vía el
extractor
de
vapor.
Esta gráfica es un rompedor del remolino de salida
del crudo. Las boquillas de la salida tanto del crudo
como del agua están equipadas con rompedores de
remolino. El rompedor de remolino previene la
acción de tomar la forma de cono causada por el
remolino del fluido a medida que pasa a través de las
salidas. Sin un rompedor de remolino en la posición,
es altamente probable que se jale hacia abajo y se
saque el
gas
a la
salida
del
crudo
junto
con
el
crudo.
Esto daría una lectura alta y falsa del medidor de
crudo y velocidades de circulación más bajas en el
gasómetro.
Esta gráfica es un rompedor de remolino de la salida
del agua. En el caso donde el crudo se escape vía la
salida del agua, significaría lecturas bajas del crudo y
promedios de agua más altos que los reales.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 19/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 19 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Puede ser necesario agregar aditivos tales como anti espuma, demulsificantes al fluido con
el fin de ayudar a la separación. Es probable que se necesite calendar el fluido,
normalmente mediante un calentador o un inter cambiador de calor en la línea, corriente
arriba de la entrada del separador.
Separador Ciclónico
Los separadores ciclónicos se usan para ayudar a mejorar la calidad del proceso de
separación. La línea de entrada hacia el separador viene en forma tangencial hacia el
costado del container. Esto tiene el efecto de provocar que el fluido y el gas se arremolinen
alrededor del anillo en la parte interna del container. La acción del ciclón lanza los
componentes
más
pesados
(líquido)
hacia
afuera
del
container
donde
este
se
une
en
el costado del container y cae dentro de la sección del líquido. La línea de reciclado en el
costado del container provoca que parte del gas sea sacado hacia abajo desde la parte
superior del container y vaya hacia dentro del remolino que está siendo creado por el gas a
medida que pasa hacia arriba a través de la línea de salida. En la parte superior de la línea
de salida del gas haya ranuras que permiten que cualquier líquido transportado hacia arriba
por el gas sea lanzado nuevamente dentro del ciclón en la parte superior del container.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 20/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 20 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Separadores de Lodo/Gas
Se usan dos separadores ciclónicos de lodo/gas de alta presión, que consisten en containers
indicados para 5,000 psig como el sistema de alta presión para golpear el gas corriente
arriba para operaciones de perforación bajo balance (UBD). Son diseñados y construidos
dos containers
para
manejar
grandes
velocidades
de
circulación
de
gas
y liquido/sólidos.
La
función de este sistema es disminuir la velocidad de los fluidos producidos por la remoción
de la fase del gas antes de hacer circular el efluente del pozo a través del dispositivo de
choque de fluido y de control de nivel. Esto reduce la erosión drásticamente.
Los containers se usan en aplicaciones UBD como separadores de dos fases. Hay en el sitio
alarmas de alto y bajo nivel para proteger el sistema de “sobre carga” o “gas blow‐by”. Los
niveles del fluido se controlan por celdas de presión diferencial (o el equivalente) y un
controlador neumático (o el equivalente). Los sistemas de back‐up permiten que estas
unidades sean controladas en forma neumática y/o manualmente con la ayuda de un
indicador magnético
de
nivel.
Hay situada una válvula de apagado activada hidráulicamente en la salida del líquido; esta
es controlada por el sistema ESD y se cerrará si se detecta un nivel bajo de líquido en los
separadores de lodo/gas.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 21/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 21 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Especificaciones Generales
Sour Service con NACE Trim
M.A.W.P. 5000 psig
Presión de Prueba 7500 psig
Temperatura de Funcionamiento del
Diseño:
‐50oF a + 250
oF
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 22/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 22 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Separador
H.P.
Separador
H.P.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 23/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 23 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Instrumentación
El separador de prueba es una pieza clave del equipo para el proceso de Prueba del pozo y
debe ser mantenido con un estándar alto. Debe hacerse mantenimiento regularmente a los
instrumentos de medición y ser calibrados con exactitud. Las tres fases principales (gas,
crudo,
agua)
se
miden
a
medida
que
abandonan
el
container
de
separación
y
van
a
sus
respectivos destinos.
Las velocidades de circulación tomadas durante las operaciones de prueba al pozo son de la
más alta importancia para nuestros clientes, las mayores decisiones tales como la viabilidad
del pozo para la producción futura o decisiones de perforar pozos para más producción, se
basan en estos resultados.
Las mediciones de fluidos (líquidos) se toman mediante una variedad de diferentes tipos de
medidor: medidores de Turbina, medidores de desplazamiento positivo marca Floco o
medidores
de
remolino
marca
Rotron.
Los
medidores
de
turbina
han
remplazado
ampliamente a los medidores tipo Floco y Rotron debido a la facilidad de mantenimiento y
disponibilidad de partes de repuesto.
La medición del gas en los containers de prueba se realiza mediante un medidor de orificio
Daniels acompañado por un registrador diferencial Barton.
El principal dispositivo de seguridad en un separador de prueba es la válvula de desfogue.
Generalmente hay dos de estas montadas en los containers. O puede haber una
combinación de una válvula de desfogue y un disco de seguridad. La unidad estándar de
Weatherford
está
equipada
con
dos
válvulas
de
desfogue.
Hay montados dispositivos secundarios de emergencia tales como los pilotos de presión
como parte del sistema de apagado de emergencia (ESD). Si se detecta una condición de
alta presión en el separador, entonces un relé de alta presión activará el Sistema ESD y
cerrará el pozo en el cabezal de pozo o en el árbol de superficie.
Los indicadores de dial, termómetros, hidrómetros y gravitómetros Ranarex son otros
elementos de instrumentación usados para medir parámetros que se requieren para hacer
cálculos exactos. Todos deben ser mantenidos de acuerdo con las pautas de los fabricantes
y los procedimientos operativos estándar de Weatherford y su calibración debe ser revisada
antes de ser usados durante las operaciones de prueba.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 24/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 24 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Contadores de Crudo
Las consideraciones para la selección de los contadores de líquido incluyen:
• Condiciones de operación ‐ presión, velocidades de circulación, temperatura,
cantidad de abrasivos que entran con los fluidos
•
Disponibilidad de
espacio
• Propiedades del líquido ‐ viscosidad, densidad, presión del vapor
Corrosión
•
Disponibilidad de las partes y el servicio
Medidor de Turbina
La mayoría de la medición del líquido hoy se hace mediante el uso de medidores de turbina
debido a su
simplicidad.
Un medidor de turbina es un dispositivo de medición de velocidad de circulación que tiene
un elemento rotativo que detecta la velocidad del líquido en circulación. El líquido hace que
el rotor de la turbina rote a una velocidad proporcional a la circulación volumétrica. El
movimiento del rotor se detecta normalmente en forma magnética ya que el extremo de
cada cuchilla de la turbina pasa la toma electrónica y es registrado por el dispositivo de
conteo como un impulso eléctrico.
Las fotografías a la izquierda muestran
una variedad de medidores de turbina
con diferentes estilos de cuerpo.
Rotor
Aspas
Toma
Anillos de Retención
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 25/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 25 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Medidor Floco
Los medidores Floco miden las “bolsas” de recolección del fluido a medida que el fluido es
arrastrado a través del medidor. La bolsa de fluido que se ve en verde está saliendo del
medidor. El bolsillo de fluido en amarillo está siendo arrastrado alrededor y hacia la salida
por el fluido en azul a medida que este entra en el medidor. Ya que las cuchillas del rotor
están en contacto con el cuerpo del medidor, el medidor tiende a mostrar une resistencia
medianamente alta a la rotación, la resistencia se observa realmente como una caída de
presión a través del medidor.
Antes del uso, el medidor debe ser revisado en busca de depósitos de carbonato de calcio o
cualquier otro daño a las cuchillas del rotor o a los sellos del puente. El mecanismo de la
cabeza
del
contador
también
deberá
ser
revisado
para
confirmar
que
esté
midiendo
en
las
unidades correctas y que gira libremente y que no “tartamudeen”. El tartamudeo puede ser
un síntoma que el drive magnético este dañado. Los medidores Floco normalmente son
exactos pero la exactitud puede verse afectada por cualquier escombro en el medidor o el
gas que pasa través del medidor.
NOTA: El Floco es un modelo Viejo de medidor y es probable que solamente se encuentre en
containers antiguos. Este ha sido ampliamente reemplazado por los medidores tipo turbina.
PUENTE SELLOS DEL PUENTE
CUCHILLA DEL ROTOR ROTOR
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 26/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 26 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Medidor Rotron
Los medidores Rotron funcionan sobre el principio de la velocidad del remolino. La
velocidad del fluido que pasa el rotor le proporciona su rotación. Un septo (lámina de la
sección
inferior)
y
un
plug
de
calibración
permiten
el
ajuste
del
volumen
del
fluido
que
puede pasar por el rotor. Los depósitos o restricciones en la línea corriente arriba o en el
hueco del medidor incrementarán la velocidad del fluido, lo que resultará en lecturas más
altas. Los ejemplos de esto son las juntas empaquetadoras de tamaño muy grande en los
acoples de corriente arriba o un objeto extraño alojado por debajo del septo del medidor.
Debe tenerse cuidado en la selección de la cabeza contadora del medidor para garantizar
que esta iguale el tamaño del medidor y que registre en las unidades correctas.
Cámara del Remolino
Plug de Calibración
Placa del Septo
Cubierta del Medidor
Rotor
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 27/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 27 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Medidor de Orificio Daniels Senior
La medición del gas se realiza usando un medidor de orificio Daniels Senior, conocido
comúnmente como una Caja Daniels.
El principio del Sistema de medición del gas es el del efecto Venturi.
A medida que el gas pasa a través de una restricción (lámina de orificio) se crea un área de
baja presión corriente abajo de la restricción (lámina de orificio). La magnitud de la
reducción en
la
presión
depende
de
la
velocidad
del
gas
que
pasa
a través
de
la
restricción
(lámina de orificio); entre más grande la velocidad, mayor la reducción en presión sobre el
costado corriente abajo de la restricción (lámina de orificio). La diferencia en presión entre
la presión corriente arriba de la placa del orificio y la del lado de corriente abajo de la
lámina del orificio se mide con el uso de un registrador diferencial Barton. Antes de pasar a
través del orificio, el gas entra en una serie de aspas enderezadores. La función de estas
aspas enderezadoras es cambiar la circulación del gas de un estado turbulento a un estado
de circulación laminar.
Caja Daniels
con
lámina
de orificio instalada
Aspas Enderezadoras El efecto Venturi
crea una vena contracta
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 28/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 28 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Aparato Registrador Barton
El aparato registrador Barton está compuesto de tres dispositivos de registro:
1. Un tubo helicoidal arrollado para medir la presión estática del separador medida
sobre el costado corriente debajo de la lámina de orificio.
2.
Un registrador
de
temperatura
que
mide
la
temperatura
del
gas
corriente
debajo
de
la lámina de orificio.
3. Un resorte de fuelles opuestos para registrar la presión diferencial creada a través
de la lámina de orificio por la velocidad del gas a medida que pasa a través del
orificio.
NOTA: Las revisiones de funcionamiento y operacionales que debe hacerse al registrador
Barton se verán en Medición del Gas.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 29/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 29 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Control de Presión
La presión en el separador se mantiene mediante un controlador de presión Fisher Wizard
el cual controla la posición de un accionador directo Fisher 657.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 30/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 30 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
La presión del container se alimenta al tubo arrollado del controlador wizard. Si la presión
del container se eleva debido a un incremento en la velocidad de circulación dentro del
container, el tubo arrollado detecta el incremento en la presión y se expande desde la
boquilla. La presión en la boquilla disminuye, esto hace que la presión en la parte superior
del diafragma disminuya cerrando la válvula B y abriendo la válvula A. La presión en la parte
superior del
diafragma
del
accionador
de
Fisher
657
se
reduce,
lo
que
provoca
entonces
que
la válvula se abra, reduciendo la presión en el container.
Presión constante del container a 500 PSI
Salida a la válvula de Contra Presión de 15PSI
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 31/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 31 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
La presión con la cual se opera un separador puede variar, dependiendo del grado de
separación que se desee, la presión de producción del pozo, las condiciones críticas de
circulación en el manifold del choque y el valor nominal de presión del container. La presión
óptima a la cual corre un separador es la presión que resultará de la producción económica
más alta de la venta de los hidrocarburos líquidos y gaseosos. Si la presión del separador es
demasiado alta, se perderá más líquido en la fase del gas en el tanque. Si la presión es
demasiado baja, muchos de los componentes ligeros del hidrocarburo no se estabilizarán
dentro del líquido en el separador y se perderán hacia la fase del gas. En realidad la presión
más baja a la cual un separador puede ser operado es la presión en la cual el fluido pueda
ser “empujado” desde el container hasta el tanque, quemador o pipe line.
Al tratar con un medio de producción, entre más etapas de separación después de la
separación inicial, más componentes livianos se estabilizarán en la fase del líquido. Sin
embargo, la economía en las mejoras puede ser insignificante después de un cierto número
de
etapas.
Con el fin de mantener la presión en un separador, debe efectuarse un sello líquido en la
parte inferior del container. Este sello líquido previene la pérdida de gas que sale de la línea
del líquido. Este requiere un controlador del nivel del líquido y una válvula para mantener
un nivel constante en el separador.
Niveles del Líquido en el Separador
Alambique externo del pozo mostrando la posición del elemento de desplazamiento.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 32/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 32 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Controlador de Nivel Fisher Tipo 2500
Los líquidos separados salen del container a través de la válvula de descarga del líquido,
cuya posición es regulada por un controlador de nivel.
El controlador de nivel detecta el cambio en el nivel del líquido y controla la válvula de
descarga (accionador inverso 667), respectivamente.
La forma más común de controlador usa un elemento de desplazamiento para detectar los
cambios en el nivel.
Las válvulas de control del crudo/agua normalmente están cerradas lo que significa que si
hay una pérdida del suministro al instrumento del aire (gas), las válvulas fallarán para llegar
a la posición de cerradas.
Hay un respiradero que tiene un filtro en la parte posterior de la mayoría de controladores.
Esto evita que la humedad se acumule en la caja y evita que la presión se acumule dentro
de
la
caja.
Deje
el
hueco
abierto
y
revíselo
periódicamente
para
ver
que
no
se
haya obstruido. Cuando se use un separador de gas como el suministro del instrumento este
puerto puede ser direccionado para ventilar el gas hasta un área segura. Esto es
particularmente importante en los separadores que no están cerrados (“en contenedores”)
para prevenir la acumulación de gas dentro del recinto.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 33/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 33 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Elemento de desplazamiento de 14 pulgadas de largo. Pesa 4.75 libras
Secar al Aire
2.94 Libras ½ Inmerso en Agua
1.14 Libras completamente inmerso en Agua
Tubo de Bourdon
Elemento de
desplazamiento
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 34/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 34 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Una alternativa al Controlador Tipo Fisher Tipo 2500 es el controlador Tipo Fisher L2
Para el control del nivel del líquido puede usarse estos controladores en uno de los dos
modos operacionales, modo de control directo por la acción de obturación, donde el
cambio en la salida desde el controlador es proporcional al cambio en el nivel del container,
o modo de control por acción directa de encendido/apagado, donde el controlador
responde a un nivel particular en el container y se desengancha rápidamente y abre la
válvula de control, el nivel hasta graduarse y el controlador se desengancha y cierra la
válvula nuevamente.
Controlador de Nivel del Líquido Fisher 12
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 35/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 35 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Suministro del Aire o Gas del Instrumento
Cuando se usa de un sistema de suministro del taladro o de un compresor proporcionado
por Weatherford, las 100 psi (aproximadamente) se alimentan directamente a un Fisher 67
AFR. El 67 AFR fijado a cada controlador regula la presión para adecuarse a los
requerimientos de
los
controladores
individuales.
Los
controladores
estarán
diseñados
para
tener un suministro bien sea de 35 psi para un controlador de 6 psi hasta 30 psi o 20 psi
para un controlador de 3 psi a 15 psi.
Confirme que el hueco pequeño en “A” no esté
bloqueado.
Revise
que
no
haya
corrosión
entre
los
distintos
metales en el punto “B”.
Drene regularmente los fluidos acumulados en la
válvula en “C”.
Si se está usando el gas producido, el 627
(o el más antiguo 630) es el regulador
principal que baja la presión del
suministro del gas del separador desde
1440 psi hasta aproximadamente 100 psi
para suministrarle
al
controlador
67
AFR.
A
OutletInlet
B
C
Salida Entrada
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 36/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 36 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Observe en los reguladores la flecha de circulación y cerciórese que el regulador esté
instalado en el camino de la circulación y en la dirección correcta.
Si
el
gas
producido
contiene
algo
de
H2S
entonces
no
puede
ser
usado
para
operar
los sistemas de control. El H2S destruirá los diafragmas de caucho en los reguladores así como
también dañará los componentes de metal. Debe usarse una fuente externa de aire o
propano. En locaciones costa afuera solamente puede usarse aire comprimido como el
instrumento de suministro de aire.
Para el diagrama anterior, cerciórese que su cuba para el lavado del gas esté indicada para
la misma presión que su separador. La mayoría de cubas para lavado del gas están indicadas
solamente para
250
psi;
en
este
caso
el
regulador
627
debe
ser
colocado
corriente
arriba
de
la cuba de lavado del gas.
Presión de salida regulada bien
sea a 35Psi o 20Psi
Separador de Gas
Cuba para lavado del Gas
Container de Separación
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 37/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 37 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Tubos Indicadores
Los tubos indicadores y las válvulas del tubo indicador deberán ser
del valor nominal correcto de presión y temperatura para
adecuarse a la clasificación del container.
Es esencial que durante la puesta en marcha y la operación en
curso del separador, los niveles de la interface del crudo y crudo
/agua puedan verse claramente.
Si hay alguna duda si los tubos indicadores están limpios, deben ser
limpiados.
Se recomienda el siguiente procedimiento para limpiar los tubos indicadores
1. Aísle el container del tubo indicador cerrando las
válvulas A y B.
2. Drene cualquier líquido y gas del tubo indicador a
través de la válvula C hacia un contenedor apropiado
para el desecho. Cerciórese de drenar el tubo
indicador y que no haya válvulas con fugas.
3. Retire el plug superior
4.
Cierre la
válvula
5. Llene el tubo indicador con diesel (o el equivalente)
6. Limpie por dentro con cepillo para frasco o con un
trapo
7. Drene a través de la válvula de drenaje inferior C y
deje la válvula C en posición cerrada
8. Vuelva a colocar el plug superior
9. Vuelva a presionizar el tubo indicador abriendo
lentamente la válvula B
10. Abra lentamente la válvula A y confirme que se vea el
nivel claramente.
PRECAUCIÓN: NO DESARME el tubo indicador; el re
ensamble debe ser realizado por una tercera parte certificada.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 38/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 38 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Válvulas de Aislamiento del Tubo Indicador
Las válvulas de aislamiento del tubo indicador están diseñadas para actuar como “válvulas
de retención de velocidad” en el evento que el tubo indicador se rompa.
Para asegurarse
que
las
válvulas
de
retención
funcionen
exitosamente,
es
esencial
que
las
válvulas estén en posición completamente abiertas, de otra manera si el tubo indicador se
rompe la válvula de velocidad no sellará.
Grifo del Tubo Indicador en Posición Cerrado
Grifo del Tubo Indicador en Posición Abierto
Grifo del Tubo Indicador en Posición de Válvula de Retención de Velocidad
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 39/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 39 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Tubo indicador fragmentado, breve escape de hidrocarburos
Grifo del tubo indicador Daniels desensamblado
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 40/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 40 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Dispositivos y Características de Seguridad
Los separadores de prueba son equipados continuamente durante las operaciones y se
observan en las áreas de la zona 2 costa afuera, donde el espacio con frecuencia es estrecho
y con frecuencia se tiende a colocar el equipo junto.
Debe dársele protección contra la sobre presión y/o ruptura a las personas que operan el
equipo y al equipo en sí.
Tendrá que haberse tomado precauciones antes del la instalación del equipo para prevenir
y/o minimizar los efectos de una falla no controlada causada por un error en el sistema. Los
dispositivos de seguridad de la siguiente lista o similares pueden encontrarse en todos los
separadores de prueba de pozos.
Está instalada una válvula de desfogue accionada por resorte u operada por piloto en todos
los separadores de petróleo y gas para aliviar la presión alta insegura en un container.
Normalmente están graduadas por debajo del diseño de la presión de funcionamiento del
container.
Ajuste de la Graduación
de Presión
Diafragma de Detección
Válvula Principal
Cúpula
Pistón de
Retroalimentación
Pistón
Por debajo de la Presión de Graduación con la Válvula Principal Cerrada
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 41/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 41 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
En muchas áreas se requiere que las válvulas de desfogue tengan calibración y certificación
por una tercera parte. Las válvulas de desfogue de seguridad deberán ser lo
suficientemente grandes para manejar toda la capacidad nominal del separador.
Normalmente están equipadas en tándem con una válvula de desfogue de back‐up o en
combinación con discos de seguridad.
La mayoría de países tiene legislación que exige que se les haga mantenimiento a las
válvulas de desfogue de seguridad, que sean re calibradas y certificadas anualmente a su
punto nominal.
Cabezales de Seguridad o Discos de Seguridad
Los cabezales de seguridad o discos de seguridad son un dispositivo que contiene una
membrana de metal delgado que está diseñada para romperse cuando la presión en el
container alcanza un valor predeterminado. Este usualmente es el 105% de la presión de
funcionamiento del diseño del container. El cabezal de seguridad se selecciona usualmente
de tal
manera
que
no
se
rompa
hasta
después
que
se
haya
abierto
la
válvula
de
desfogue
o que esta no pueda evitar la acumulación excesiva de presión en el separador. No opere un
separador de crudo y gas sin que esté instalado un cabezal de seguridad o disco de
seguridad del tamaño correcto.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 42/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 42 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
NOTA: Los discos de seguridad no son un equipo estándar en los separadores de
Weatherford. Si usted encuentra un separador equipado con discos de seguridad por favor
notifíquele a su supervisor inmediatamente.
Todos los dispositivos de alivio de seguridad deberán ser instalados tan cerca al container
como
sea
posible
y
de
tal
manera
que
la
fuerza
de
reacción
provocada
por
el
escape
repentino y violento de los fluidos no rompa, desatornille o suelte el dispositivo de
seguridad. Las válvulas de desfogue tiene que ser del tamaño correcto, y según lo anterior,
ellas deben poder manejar una descarga repentina y completa desde el container que están
protegiendo, no puede haber restricción.
Puede instalarse pilotos de presión para que se
activen con presión alta o con presión baja, serán
graduados
para
igualar
la
presión
requerida
del
diseño para la operación. Puede obtenerse
diferentes márgenes cambiando el resorte en el
diseño tipo varilla.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 43/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 43 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
El tipo dial está normalmente montado en un panel que está conectado al manifold de
entrada del container.
Esta descarga de los dispositivos de seguridad no debe amenazar al personal o al equipo. La
descarga de un dispositivo de seguridad debe tener un extremo abierto y sin restricción. La
línea de descarga de un dispositivo de seguridad deberá estar asegurada y paralela a un
separador vertical
y perpendicular
a un
container
horizontal.
No
debe
usarse
una
válvula
corriente arriba o corriente abajo del dispositivo de seguridad porque este puede ser dejada
en posición de cerrada en forma inadvertida.
PRECAUCIÓN: En ningún momento la línea de desfogue del separador deberá estar
canalizada dentro de la salida de gas del separador o la línea de ventilación del tanque. Esta
debe ser tendida como una línea separada y ventilada en una posición donde pueda
desfogar libremente sin lastimar al personal o al equipo. Debe estar estacada firmemente al
terreno para prevenir que “patee” en el evento de una liberación repentina de gas con alta
presión desde el separador.
Consideraciones de Operación y Mantenimiento para los Separadores
Inspección Periódica
Weatherford requiere inspección y certificación documentada periódicamente sobre
corrosión y erosión de todos los containers y tubería de presión.
No seguir esta política crearía condiciones de peligro para el personal operativo y el equipo
circundante.
Debe seguirse
los
cronogramas
de
inspección
periódica
para
todo
el
equipo
de
presión
para
protegerlo contra fallas excesivas y peligros innecesarios.
NOTA: No debe realizarse soldadura o perforación directamente a la pieza de asiento del
separador o a ninguna tubería asociada a menos que esté bajo la supervisión y orientación
de ingeniería.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 44/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 44 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Transporte de Líquido
Los separadores tiene capacidades máximas definidas para la velocidad de circulación que
no pueden excederse sin un riesgo alto de “transportar líquido” a través de la salida del
gas. La capacidad de algunos separadores puede disminuirse con el uso del desempeño de
los componentes
internos
deteriorados
si
no
son
limpiados
regularmente
o en
el
peor
de
los
casos, reemplazados.
Temperaturas Bajas
Los separadores deberán ser operados por encima de las temperaturas de la formación. De
otra manera hay un riesgo que se forme una hidratación en el container y lo tapone parcial
o completamente.
La hidratación parcial reducirá la capacidad del separador. Un tapón de hidratos en la salida
del gas que haga que se tapone o se restrinja severamente puede provocar que se abra la
válvula de seguridad o que se rompa el cabezal de seguridad.
Fluido Corrosivo
Deberá revisarse periódicamente el separador que maneje fluidos corrosivos para
determinar si se requiere un trabajo remedial. Los casos extremos de corrosión pueden
requerir una reducción en la presión nominal de funcionamiento del container.
Se recomienda una prueba hidrostática periódica, especialmente si los fluidos que se están
manejando son corrosivos. Puede usarse ánodos expandibles en los separadores para
protegerlos contra
la
corrosión
electrolítica.
Operación de Alta Capacidad
Donde los separadores estén operando cerca o a su valor nominal máximo de capacidad,
deberán ser revisados cuidadosa y regularmente para determinar si se está logrando una
separación aceptable.
***Revise el quemadero de gas en busca de humo negro lo que indica que hay transporte
de líquido dentro de la línea del gas.
***Revise el
BSW
de
la
línea
que
sale
del
separador
para
confirmar
que
el
transporte
de
agua hacia la línea del crudo está dentro de los parámetros aceptables.
***Si se está haciendo circular desde el separador o desde tanques de almacenamiento
presurizados, monitoree cuidadosamente el tanque de presión, si las presiones del tanque
son altas entonces esto es un indicativo que hay gas siendo arrastrado hacia la línea del
petróleo.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 45/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 45 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Presión de las Cargas de Choque
Los pozos deberán ser desviados hacia adentro y hacia afuera del separador lentamente. El
abrir y cerrar las válvulas rápidamente provocará daño a las cargas de choque en el
container y a sus componentes.
Reducción de la Descarga del Líquido
Normalmente deberá evitarse la reducción de la descarga de pequeños volúmenes de
líquido desde los separadores. La reducción provoca erosión de las válvulas internas y
asientos de las válvulas de descarga del líquido y puede erosionar los cuerpos de las dump
valve hasta el punto que estén en peligro de reventar con presiones operativas.
Sin embargo, la reducción de la descarga puede ser necesaria debido a las unidades de
procesamiento, tales como separadores de baja presión o unidades de estabilización,
corriente arriba del separador. Si es este el caso, debe tenerse en cuenta el cambio de
disposición de las válvulas de descarga del líquido a un diseño conocido como “condición
restringida”.
Indicadores de Presión
Los indicadores de presión y otros dispositivos mecánicos en los separadores son calibrados
y certificados por una tercera parte antes del uso, pero deberá revisarse la exactitud en
intervalos regulares.
Deberá usarse válvulas de aislamiento de tal manera que los manómetros puedan ser
retirados para
reparaciones
o reemplazo.
Tubos Indicadores
Las llaves de comprobación y los tubos indicadores deberán mantenerse limpios de tal
manera que el nivel del líquido en el tubo indicador refleje el nivel real en el separador en
todo momento. Se recomienda el lavado a presión del tubo indicador o la limpieza
mediante el uso de trapos especiales.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 46/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 46 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Limpieza de los Containers
Se recomienda que todos los containers de separación estén equipados con manways,
aberturas para limpieza, tuberías para lavado y/o conexiones de lavado de tal manera que
los containers puedan ser drenados y limpiados periódicamente.
Los containers grandes están siempre equipados con manways para facilitar la limpieza y
reparaciones.
Algunos containers más pequeños no están equipados con manways.
Los containers más pequeños pueden ser equipados con huecos para las manos y/o
conexiones para lavado de tal manera que puedan ser limpiados o lavados fácil y
periódicamente.
PRECAUCIÓN: EL ingreso a los containers debe realizarse bajo los procedimientos de
“Entrada
a
Espacio
Confinado”.
Se
requiere
un
permiso
de
trabajo
y
una
prueba
de
gas
antes de comenzar cualquier trabajo.
Preparación para el Transporte y Preparaciones Previas al Trabajo
Antes de mover el separador hacia y desde locaciones o bases, se recomienda completar lo
siguiente:
a) Desarmar y empacar los controladores de nivel/flotadores, equipo de medición,
indicadores de presión, termómetros, hidrómetros, etc.
b)
Transporte
el
Barton
en
una
caja
separada
con
pines
colocados
en
forma
segura
o
protegido por una espuma de goma.
c) Todas las uniones deben ser engrasadas y protegidas.
d) Confirme que las correas de levante y puntos de levante tengan la certificación de
levante vigente.
e)
Revise que el patín del separador no esté contaminado con crudo que pudiera
derramarse en la carretera. Si hay alguna contaminación de crudo dentro del patín,
esta debe ser limpiada antes del transporte. Tapone cualquier hueco de drenaje en el
patín.
f) Revise completamente el patín y la parte superior del separador en busca de cualquier
objeto suelto que pudiera desprenderse y caer en la carretera.
g) Si el separador va a ser movido una gran distancia por carreteras mal acabadas,
entonces es prudente retirar las válvulas accionadoras de las válvulas de contra
presión del gas y de las válvulas de descarga del líquido.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 47/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 47 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
La siguiente es una pauta para que el equipo requerido se desempeñe satisfactoriamente
en una prueba y ofrezca un reporte completo sobre el desempeño y características del
pozo.
Juego completo de las laminas de orificio
Soportes de las laminas de orificio
Grasa de la caja Daniel
Empaquetadura superior para la caja Daniel (repuesto)
Llave para la caja Daniel
Medidor Barton con registrador, esfero, tinta y llave (El Barton deberá ser calibrado
antes de la prueba)
Manifold y tubería de trabajo asociado al Barton
Termómetros para las líneas de crudo y gas, probador de reducción y temperatura
ambiente
Indicadores exactos
de
presión
para
el
cuerpo
del
separador,
probador
de
reducción,
instrumento de suministro de aire
Válvulas de aguja para la muestra en los siguientes puntos: separador del gas, crudo
y agua (corriente arriba de las válvulas de control)
Cabezas medidoras para los medidores Floco/Rotron y la interfaz de lectura para los
medidores de turbina
Antes de Comenzar las Operaciones Revise
Inspeccione todas las conexiones de entrada y salida
Revise que
las
roscas
y superficies
de
sellos
estén
limpias
y sin
daño
Reemplace los anillos de estancamiento donde sea necesario
Inspeccione visualmente el cuerpo principal buscando señales de daño estructural
que afecte probablemente la integridad del container o de la pipework y equipo
asociado
Revise visualmente toda la tubería y los ensambles de las válvulas
Realice la prueba de funcionamiento a todas las válvulas
Deberá abrirse y cerrase las válvulas manuales para confirmar el funcionamiento correcto.
La válvula de contra presión del gas y las válvulas de descarga del líquido deberán ser
probadas y deberá anotarse la presión a la cual comienzan a moverse.
Ejemplo: Una válvula de contra presión de gas de 3‐15 psi deberá comenzar a cerrarse a
3 psi y movida a la posición de completamente cerrada cuando la presión es de 15 psi. Una
dump valve del líquido de 6‐30 psi deberá comenzar a abrirse a 6 psi y completamente
movida a la posición de abierta a 30 psi.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 48/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 48 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Confirme que los elementos de desplazamiento estén enganchados a los brazos de torque
en el controlador de líquido.
Debe tenerse en cuenta la instalación de un separador y el equipo asociado bien sea en una
locación de perforación a bordo y costa afuera o en una locación en tierra.
Deberá mantenerse un acceso y salida seguros alrededor del equipo en todo
momento.
El laboratorio deberá tener vista del cabezal de pozo, el separador/tanques, etc.
Evite colocar el separador y tanques en una línea baja encerrada donde se pudiera
acumular el gas en el evento de un escape de gas (recuerde que algunos gases
pueden ser más pesados que el aire, ejemplo el : H2S y el dióxido de carbono).
Trate de mantener los tendidos de tubería tan cortos y rectos como sea práctico.
Es importante que se tomen precauciones para prevenir daño al equipo y personal
circundante en
el
evento
de
una
falla
del
separador,
sus
controles
o sus
accesorios.
Los accesorios estándar para los separadores incluyen controladores del nivel del líquido,
tubos indicadores, llaves de comprobación, válvulas operadas por el diafragma, reguladores
para la reducción del aire del instrumento, válvulas diferentes, tubería para el enganche del
sistema de control e indicadores de presión con válvulas de aislamiento. Además, hay un
probador de reducción, flujómetros y toda la tubería de interconexión.
Deberá tenerse cuidado cuando se esté enganchando los accesorios para asegurarse que
todas las conexiones atornilladas estén limpias, lubricadas, apretadas en forma segura y en
buen
estado
de
funcionamiento
y
reparación.
Algunos
elementos
están
fabricados
de
materiales llamados “suaves” o “quebradizos” tales como bronce y hierro fundido y
aleaciones, deberá tenerse cuidado cuando se use lleves de tubo para la instalación, de tal
manera que el accesorio no se dañe, use siempre un back‐up cuando use llaves.
Válvula de Desfogue
La válvula de desfogue no deberá tener fugas y deberá estar graduada a la presión de
funcionamiento del separador. Asegúrese que haya una ventilación para drenar cualquier
acumulación de condensación en las válvulas de desfogue.
Líneas de
Ventilación
Los líneas de ventilación y las líneas de descarga de crudo y agua corriente debajo de las
válvulas de descarga deberán estar aseguradas y ancladas para prevenir el movimiento
durante la el desfogue del gas o la descarga de los líquidos. Las reparaciones y
mantenimiento realizados en este punto deberán seguir los procedimientos recomendados
para el mantenimiento.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 49/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 49 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Advertencia
Antes de la operación del separador, mientras esté en servicio o prueba, toda la instalación
deberá estar con conexión a tierra por medio de cables que permitan que la electricidad
estática se disperse y eviten destellos que pudieran prender cualquier gas libre en el área. El
cable deberá
tener
una
resistencia
máxima
de
1 ohm
por
tres
pies.
Deberá
estar
conectado
a una varilla donde no haya pintura, bien sea en el container o en el taladro. En el caso de
prueba en tierra, la conexión a tierra deberá ser de un electrodo de cobre a tierra al menos
de tres pies de largo, dirigido hacia adentro del terreno y ser mojado regularmente para
mantener la tierra húmeda y proporcionar un buen contacto. La puesta a tierra se cubre en
una unidad separada de este manual.
Las siguientes tablas son algunas revisiones que deben hacerse en los instrumentos y equipo del
separador:
Controlador de Nivel Observación
La acción del controlador confirmada como correcta (la elevación en el
nivel hace que el flapper se acerque a la boquilla).
La Flecha en el punto de ajuste apunta en la dirección del elemento de
desplazamiento.
Controlador Wizard
Observación
Debe anotarse el régimen nominal de la presión del tubo de Bourdon
NOTA: el tubo bourdon deberá seleccionarse para que se adecúe a la
presión a la que se pretende que opera el container. Ejemplo: Si se
quiere que la presión del container sea 250 psi entonces se recomienda
que el margen del tubo bourdon sea aproximadamente de 500 psi
Boquilla colocada correctamente por debajo del brazo
Debe confirmarse la conexión desde la línea del gas hasta el tubo
bourdon y que la válvula de aguja esté abierta
Debe confirmarse la conexión proporcional de la banda desde el puerto
interno sobre
la
estructura
del
ensamble
del
fuelle
Fuelles confirmados 3‐15 o 6‐30 (3‐15 blk) (6‐30 rojo)
Entrada de aire confirmada como 35 psi para el dispositivo 6‐30
Input air pressure confirmed as 20 psi for 3‐15 device
Activador del control de la contra presión confirmado como 3‐15 o 6‐30
para igualara el valor nominal del controlador Wizard
Parámetro proporcional de la bando confirmado al 25%
Confirme que las válvulas se mueven desde la posición completamente
abierta ala posición completamente cerrada para un cambio en la salida
del controlador de 3‐15 psi o 6‐30 psi dependiendo de la presión de
funcionamiento del
controlador
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 50/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 50 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Tubo Bourdon confirmado como bien sea 3 psi‐15 psi (negro) o 6 psi‐
30 psi (rojo).
La conexión desde el relé confirmada que se conecte desde "R" en el relé
a "R" en el tubo de Bourdon .
Presión de entrada del aire confirmada a 35 psi para 6 psi al dispositivo de
30 psi.
Presión de entrada del aire confirmada como 20 psi para el dispositivo de
3 psi‐15 psi.
Activador del control de nivel confirmado como 3 psi‐15 psi o 6 psi‐30 psi
para igualar el valor nominal del controlador de nivel.
Registrador Barton Observación
Confirme que el instrumento esté nivelado y que se hayan quitado los
transit stops.
Confirme que la Celda DP esté canalizada correctamente hacia el costado
del HP de la caja Daniels de la Celda DP hasta la corriente abajo canalizada
de la caja Daniel.
Retire el tapón inferior del costado LP de la Celda DP. Confirme y anote el
margen de la celda DP aplicando presión usando un indicador de agua de
0 a 400 pulgadas.
Revise la calibración del resorte de margen. Aplique el 100% del margen y
anote la posición del inscriptor. Aplique el 50% del margen y anote la
posición del inscriptor. Drene la presión acero. Vuelva a colocar el plug en
la cubierta de los fuelles del LP.
Cerciórese que los plugs inferiores estén en el sitio en ambos lados de la
celda del
DP
Confirme que el dampening screw esté ajustado correctamente antes de
comenzar a usar la celda del DP.
Confirme el margen del elemento estático del registrador
Confirme que el elemento estático esté canalizado correctamente hacia el
lado corriente abajo de la caja Daniel.
Cerciórese que válvulas del manifold del Barton estén configuradas
correctamente y que los catch pots estén vacíos.
Tubos Indicadores Observación
Confirme que los tubos indicadores estén limpios y vacíos antes de
comenzar el trabajo
Opere cada válvula de aislamiento para garantizar el funcionamiento
correcto
Deje las válvulas de aislamiento en una posición de 1/8 de giro desde la
posición de completamente abierta
Cerciórese que las válvulas de drenaje estén operacionales
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 51/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 51 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
"Sople hacia abajo” el tubo indicador para confirmar que las conexiones
hasta el container de separación están libres
Contador de Líquidos
(Turbina)
Observación
Confirme el número de calibración del medidor
Calibre el MCII para que refleje las unidades requeridas por el cliente
Deje el MCII con la calibración deshabilitada, restaure la calibración.
Habilitada la calibración de un número.
Retire los medidores de la línea y confirme que el medidor esté libre de
escombros
Inspeccione el estado del rotor y las partes internas del cuerpo del
medidor en busca de daño o desgaste
Contador de líquidos (Floco) Observación
Revise el estado de las cuchillas del rotor y las láminas de desgaste
Revise que el rotor gire libremente.
Ejemplo: puede ser girado hacia adentro del cuerpo usando sus dedos
para rotarlo.
Revise que los puertos de entrada y salida en el medidor estén libres
de escombros
Revise que el mecanismo de arrastre magnético no esté dañado y que
la cabeza del contador rote libremente.
Revise que la cabeza del contador esté registrando en las unidades
correctas
y
que
rote
en
la
dirección
correcta
cuando
esté
en
operación.
Contador de Líquidos
(Rotron)
Observación
Revise el estado del rotor; asegúrese que no haya escombros atrapados
en las aspas del rotor.
Revise el estado de los rodamientos, superior e inferior.
Revise la entrada, salida y cuerpo del medidor en busca de escombros o
daño.
Revise que el mecanismo de arrastre magnético no esté dañado y que la
cabeza del contador rote libremente.
Revise que la cabeza del contador esté registrando en las unidades
correctas y que rote en la dirección correcta cuando esté en operación
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 52/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 52 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Caja Daniels Observación
Cerciórese de tener un set complete de laminas de orificio.
Inspeccione cada lámina y cerciórese que esté: limpia, plana, libre de
meladuras o daño, el hueco tenga el borde afilado sobre el costado de
corriente
arriba,
el
tamaño
esté
claramente
marcado,
el
hueco
esté
redondo y en el centro de la lámina.
Inspeccione el estado de los dientes sobre el portador de la lámina,
inspeccione el estado del anillo protector de la lámina de orificio,(anillo
de estancamiento) (bien sea de caucho o Teflón).
Tome todo el portador de la lámina con la lámina de orificio y el anillo
protector e instálelo hacia adentro y afuera de la caja Daniels. Esto
confirmará que los piñones están funcionando correctamente y que usted
tiene todo el equipo correcto para operar exitosamente la caja Daniels.
Confirme que haya grasa disponible en la caja Daniels para lubricar la
válvula de
compuerta.
Cerciórese que la compuerta se cierra por encima de la lámina de orificio
cuando esté instalada.
Revise el estado de la empaquetadura superior y asegúrese que haya
disponible empaquetadura de repuesto.
Revise el funcionamiento de la válvula de drenaje y de la válvula de
igualación.
***No extienda la tubería de manera que se creen trampas para el líquido.
***Los tubos
indicadores
deben
ser
periódicamente
liberados
del
líquido
y rellenados
para
garantizar que el nivel indicado es también el nivel verdadero del separador.
***Asegúrese de usar el tipo correcto de lubricante donde las válvulas del líquido o válvulas
del gas requieran lubricación. Esto es extremadamente importante porque algunas grasas
son demasiado pesadas para permitir el movimiento de un líquido operado por diafragma o
de la válvula del gas.
***Antes de comenzar el programa de prueba, deberá hacerse una prueba de presión al
separador para garantizar la integridad de la estructura del separador, de la tubería de
trabajo
asociada,
conexiones
y
válvulas.
Esto
generalmente
se
realiza
como
parte
de
la prueba de presión al equipo de enganche en superficie.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 53/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 53 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
Procedimientos para la Prueba del Pozo
Los procedimientos de prueba generalmente son estipulados por la compañía operadora. El
programa inicial siempre está sujeto a cambio. Con mucha frecuencia las operaciones del
pozo no siguen el plan original. El hecho que los proyectos son principalmente exploración
de nuevos
prospectos
significa
que
las
condiciones
(presiones,
temperaturas,
velocidades
de circulación, propiedades del fluido) solamente pueden establecerse una vez que el pozo
sea abierto a la circulación. Sin importar este hecho, cualquier variación significativa al
programa original acordado puede requerir que se realice una revisión a la evaluación de
riesgos y a las variaciones a los métodos y planes de trabajo.
Separadores de 4 Fases
Este tipo de separador se utiliza con más frecuencia durante operaciones de perforación
bajo balance.
La 4ª fase es sólidos; arena producida o retornos del proppant.
A continuación hay un esquema en corte de un separador de 4 fases. La instrumentación
en un separador de 4 fases es la misma que en un container de de 3 fases.
Una gran diferencia en los containers de 4 fases es la capacidad para atrapar sólidos y
lavarlos mientras se continúa la circulación del pozo. Esto se hace por medio de un sistema
de aspersión montado como parte del ensamble.
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 54/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 54 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 55/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
Página 55 de 56
Weatherford 2002–2012. Sujeto a la Ley de 1968 de Derechos de Autor, ninguna parte de esta publicación puede ser reproducida en
ninguna forma
sin
el
permiso
por
escrito
de
Weatherford.
Rev
0 (2012
‐01)
NOTAS…
7/26/2019 3_Separators-Spanish Version (2)
http://slidepdf.com/reader/full/3separators-spanish-version-2 56/56
Surface Well Testing Separadores
Unidad 3
NOTAS…
