Well Testing Manual Final

MANUAL DE CAMPO PARA OPERADORES

Noviembre 2008

Surface Well Testing Manual de Campo para Operadores Pg. 2 de 151

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INDICE

1 INTRODUCCIN .......................................................................................4 2 SEGURIDAD..............................................................................................6

2.1 CLASIFICACIN DE ZONAS................................................................................................ 6 2.2 ESTNDARES DE SEGURIDAD PARA UBICAR EQUIPOS ......................................................... 7 2.3 SERVICIO DE H2S ......................................................................................................... 10 2.4 RADIACIN POR CALOR ................................................................................................. 11 2.5 RUIDO........................................................................................................................... 12 2.6 SEGURIDAD ELCTRICA ................................................................................................. 13

3 PRUEBA DE POZOS...............................................................................14 3.1 ESTNDARES GENERALES.............................................................................................. 15 3.2 BARRERAS DE SEGURIDAD DE LOS EQUIPOS ................................................................... 16 3.3 EQUIPOS DE SUPERFICIE ............................................................................................... 16

3.3.1 Cierre de Respuesta de Emergencia (ESD) ...................................................... 16 3.3.2 Vlvula de Seguridad de Superficie ................................................................... 23 3.3.3 Cabezal de Flujo................................................................................................. 24 3.3.4 Mltiple de Instrumentacin (Data Header) ....................................................... 26 3.3.5 Equipos de Control de Arena ............................................................................. 27 3.3.6 Distribuidor de Estrangulamiento (Choke Manifiold).......................................... 33 3.3.7 Intercambiador de Calor..................................................................................... 35 3.3.8 Separador........................................................................................................... 41 3.3.9 Distribuidores de Petrleo y Gas (Gas/Oil Manifold) ......................................... 61 3.3.10 Tanques (Gauge Tank/Surge Tank) .................................................................. 64 3.3.11 Bombas de Transferencia/Bombas Texsteam ................................................... 73 3.3.12 Quemadores y Barras de Extensin .................................................................. 84 3.3.13 Vlvulas .............................................................................................................. 92 3.3.14 Clculos de Petrleo y Gas................................................................................ 96 3.3.15 Tuberas ........................................................................................................... 105 3.3.16 Fittings .............................................................................................................. 110

4 OPERACIN DE EQUIPOS DE PRUEBA DE POZOS.........................113 4.1 CHOKE MANIFOLD....................................................................................................... 113

4.1.1 General............................................................................................................. 113 4.1.2 Prueba de Funcionamiento en Locacin.......................................................... 113 4.1.3 Fluir el Pozo a travs del Choke Ajustable ...................................................... 113 4.1.4 Operacin de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo).......................................... 114 4.1.5 Operacin de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo).......................................... 115

4.2 STEAM EXCHANGER .................................................................................................... 116 4.2.1 General............................................................................................................. 116 4.2.2 Prueba de Funcionamiento en locacin........................................................... 116 4.2.3 Fluyendo a travs de Coil................................................................................. 116 4.2.4 Procedimiento para Cambio de Choke ............................................................ 117

4.3 SEPARATOR................................................................................................................ 118 4.3.1 By-pasear el Separador ................................................................................... 118 4.3.2 Fluir el pozo a travs del Separador ................................................................ 118 4.3.3 By pasear el Separador Fluyendo.................................................................... 120

4.4 QUEMADORES Y EXTENSORES DE QUEMADORES (BURNER AND BOOM) ........................ 122 4.4.1 General............................................................................................................. 122


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4.4.2 Procedimiento Operacional de los Quemadores ............................................. 122 4.4.3 Cambio de Quemador ...................................................................................... 123 4.4.4 Apagado del Quemador ................................................................................... 123 4.4.5 Procedimiento para armar y desarmar el Boom. ............................................. 124 4.4.6 Procedimiento para Instalar el Boom (Boom Hanging Procedure) .................. 125 4.4.7 Procedimiento para desconectar el Boom ....................................................... 125

4.5 PROCEDIMIENTO PARA ARMAR LAS LNEAS DE TUBERA. ............................................... 127 4.5.1 Conexiones Weco/Grayloc............................................................................... 127

4.6 PRUEBA DE PRESIN .................................................................................................. 128 4.6.1 Prueba de Presin a los Equipos de Superficie............................................... 128

4.7 SISTEMA DE CIERRE DE EMERGENCIA, ESD (EMERGENCY SHUT DOWN)....................... 132 4.7.1 General............................................................................................................. 132 4.7.2 Procedimiento................................................................................................... 132 4.7.3 Prueba de Funcionamiento .............................................................................. 133

4.8 SURGE TANKS ............................................................................................................ 133 4.8.1 General............................................................................................................. 133 4.8.2 Prueba de Funcionamiento .............................................................................. 134 4.8.3 Procedimiento Operacional .............................................................................. 134

5 DESEMPEO Y CONDICIONES DEL POZO .......................................136 5.1 PROCEDIMIENTO DE FLUJO .......................................................................................... 136

5.1.1 Monitoreo de Data............................................................................................ 136 5.1.2 Cierre Inicial del Pozo (opcional)...................................................................... 137 5.1.3 Periodo de Limpieza......................................................................................... 138 5.1.4 Periodo de Cierre Inicial ................................................................................... 140 5.1.5 Cierre de Pozo en Fondo ................................................................................. 142 5.1.6 Cierre de Pozo en Superficie ........................................................................... 142

5.2 CONDICIONES PROBLEMTICAS DE FLUJO ................................................................... 143 5.2.1 Problemas Comunes en Surface Well Testing ................................................ 143 5.2.2 Prevencin de Espuma .................................................................................... 144 5.2.3 Ruptura de Emulsin........................................................................................ 144 5.2.4 Inhibicin de Hidratos....................................................................................... 145 5.2.5 Control de Arena .............................................................................................. 146

6 APENDICE.............................................................................................148


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1 INTRODUCCIN

La intencin de este Manual de Well Testing es describir 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:

Requerimientos de las condiciones dinmicas Tipo y disposicin del equipo de superficie para pruebas Equipo necesario para tomar muestras en superficie 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:

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.

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 restauracin 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 pozos

El 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:

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

Equipo estndar

El equipo estndar de superficie para pruebas consta de:

Cabezal de flujo


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Vlvula de seguridad Filtros de arena Distribuidor o mltiple de estrangulamiento (Choke Manifold) Sistema de cierre de emergencia (ESD, por sus siglas en ingls) Intercambiador de calor Separador Tanque de medicin o tanque de surgencia (Gauge Tank, Surge Tank) Bomba de transferencia Distribuidores o mltiples de petrleo y gas Quemadores y extensores.

Disposicin del equipo

Los 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:

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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2 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:

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 predominante del viento para situar apropiadamente los equipos que desfogan o queman gas.

2.1 Clasificacin de Zonas

En 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 suelen colocarse 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.

Zona 0

La 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 hoyo y el pozo por debajo de la cabeza de control se clasifican como Zona 0.

Zona 1

La 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.


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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 2

La 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.

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 Limpia

Una 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.

2.2 Estndares de seguridad para ubicar equipos

Los estndares de seguridad en tierra y en el mar ilustrados en las Fig. 1 y 2, respectivamente, pueden resumirse como sigue:

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 sobrepresuriza, las vlvulas de seguridad se activan liberando efluente hacia la atmsfera. A causa de este riesgo, el rea por encima que rodea el tubo del separador 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.


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

Fig. 1 Disposicin de Equipos para Prueba de Pozo en Tierra

Fig. 2 Disposicin de Equipos para Pruebas Costa Afuera


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Fig. 3 Distancias Recomendadas para Operaciones en Tierra

Fig. 4 Distancias Recomendadas para Operaciones Costa Afuera


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2.3 Servicio de H2S

El 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 H2S

Tabla 2. Propiedades del H2S

Gua para la operacin

Cuando usted est trabajando en condiciones en las cuales se pueda encontrar H2S, case siempre a estas normas:

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.


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Controle constantemente la direccin del viento. Use aparato de respiracin cuando:

Se tomen muestras de superficie Se mida la densidad del gas Se cambien las placas orificios Daniel Se cambien reductores Se purguen los lubricadores o las trampas de arena Camine sobre los extensores del quemador (booms) Opere los instrumentos con aire comprimido o nitrgeno. No permita que se succione

H2S hacia el interior de los compresores.

Normas de seguridad para el equipo

Adems 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.

Sistema de slo gas

Por debajo de 65 psi [4,5 bar], no hay requerimientos de H2S Por encima de 65 psi [4,5 bar], s hay requerimientos de H2S

Sistema de petrleo y gas

Por debajo de 265 psia [18,3 bar] y por debajo de una concentracin de H2S de 15 ppm, no hay requerimientos de H2S.

Por encima de 265 psia [18,3 bar], en todas las partes aguas arriba de los tanques se requiere equipo calificado para servicio H2S.

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:

Debe asumirse que todos los equipos que no estn positivamente identificados para servicio H2S no califican para tal servicio.

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.

Los tubos con conexiones roscadas no califican para servicio H2S. En operaciones marinas use slo tanques de surgencia (surge tank); jams use un tanque de

calibracin.

2.4 Radiacin por Calor

Los 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.

Algunas soluciones fciles para manejar el exceso de calor son:


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Inyectar agua en la llama Instalar cortinas 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 Calor

2.5 Ruido

La 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

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.


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2.6 Seguridad Elctrica

Los 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:

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:

Seguridad intrnseca A prueba de explosiones


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3 PRUEBA 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 (Certificado de Calidad emitido por Det Norske Veritas), y a directrices internas de la compaa. Los estndares generales y las especificaciones de Schlumberger se describen en esta seccin.

Para la realizacin de pruebas de pozos, 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 tcnicas de anlisis de seguridad, entre las cuales resaltas:

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.


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3.1 Estndares generales

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

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 debajo 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.

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.


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3.2 Barreras de Seguridad de los equipos

Las 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 siguiente tabla.

Tabla 5. Barreras de Seguridad

3.3 Equipos de Superficie

3.3.1 Cierre de Respuesta de Emergencia (ESD)

El sistema de cierre de emergencia (ESD) se usa cuando el cierre rpido del pozo es requerido, debido a una fuga en los equipos o tubera, a un funcionamiento defectuoso del equipo, o una emergencia similar. El sistema ESD permite cerrar una vlvula de lnea de flujo desde una estacin remota o de la consola de ESD.


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Fig. 5 Ubicacin de sistemas de cierre de emergencia

El sistema de ESD puede conectarse a una vlvula hidrulica en cabeza de pozo o a cualquier otra vlvula hidrulicamente activada de accin "fail-safe", con la restriccin de que la presin necesaria para abrir la vlvula no excede la presin disponible en el ESD.

En operaciones de prueba de pozos, el ESD controla la vlvula de la lnea de flujo hidrulicamente operada en la cabeza de flujo; si se requiere, tambin puede controlar una vlvula de seguridad adicional (no mostrado). La presin es aplicada del ESD para abrir las vlvulas y se alivia para cerrarlas.

El ESD es activado por "push-button" localizados en varios lugares de la instalacin de superficie. Una estacin adicional normalmente se posiciona cerca de una ruta de escape. Para respaldar estas estaciones, se localizan pilotos de alta y baja presin. La presin alta inicia el cierre automtico cuando la presin en la lnea de flujo sube arriba de un nivel anteriormente determinado (la lnea taponada), y la presin baja inicia el cierre cuando la presin cae debajo de un valor pre-determinada (ruptura de lnea de flujo o fuga).

Fig. 6 Esquema Representativo del ESD


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El aire suministra potencia al ESD. Si este hace falta, el ESD tiene un tanque de almacenamiento que puede proporcionar el aire a las estacionas y las lneas de piloto. Este tanque proporciona el aire al circuito, pero no a la bomba hidrulica que abre las vlvulas automticas. La cantidad de aire exigida para operar la bomba hidrulica es demasiado grande para ser guardado en el tanque de aire. Una vlvula "check" se instala entre el tanque y la bomba hidrulica para impedir a cualquier aire del tanque ir a la bomba hidrulica. Si usted quiere abrir las vlvulas en esta situacin, usted necesita usar una bomba manual.

Estaciones push-button

Esta sucesin de dibujos muestra como el ESD se activa de su estado "pasivo" (ninguna presin aplic) a su estado "activo" cuando el sistema se activa de una estacin de ESD.

ESD pasivo

El ESD contiene 2 circuitos: hidrulico (aceite) y neumtico (aire). Esos circuitos se inter-conectan mediante una vlvula hidro-neumtica (V4) de interfase. Los fluidos hidrulicos fluyen desde una bomba hidrulica actuada por aire hacia el actuador de la vlvula de seguridad de superficie a travs de la vlvula de V4. Una bomba manual puede reemplazar la bomba de aire, porque la vlvula de V4 est normalmente cerrada, el fluido hidrulico ha sido defogado y no hay presin a en la manguera que va al actuador. La vlvula de lnea de flujo "fail-safe", montada en la lnea de flujo (no mostrado), est cerrada cuando el ESD est pasivo.

Fig. 7 ESD Pasivo

Armando el ESD

Al abrir el suministro de aire, este fluye en el mismo tiempo a la bomba hidrulica y a la vlvula de reset. Eso hace que la bomba hidrulica enve aceite a la vlvula V4. Cuando V5 se levanta, la presin de aire activa la vlvula y aceite hidrulico es enviado al actuador. En el mismo tiempo que se levanta V5, el by-pass V7 esta oprimido para presurizar el circuito neumtico. Oprimir V7 autoriza un flujo de aire hacia V5, permitiendo a V5 quedarse abierta cuando la palanca se suelta.


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Fig. 8 Armando ESD

ESD armado

Cuando el by-pass V7 se suelta, (V5 queda abierto), aire pasa a travs de la vlvula check que suministra aire a las estaciones del ESD y a los pilotos. Para impedir cualquier fuga en alguna de las estaciones que pueda causar el cierre accidental de una vlvula automtica, el aire fluye de manera continua a travs de un orificio en V9. El orificio esta siempre abierto para compensar pequeas; pero si ocurre una emergencia, aire puede ser venteado a travs de la vlvula check.

Fig. 9 ESD Armado

ESD Activado

En una emergencia, un botn localizado en la consola de ESD (no mostrado) u oprimido desde las estaciones de ESD remotas (ESD1, ESD2, etc.) esta activado manualmente, soltando el aire de las lneas. Esto causa el cierre de V5 y V4. La cada de presin activa la vlvula de descarga rpida que


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corta el suministro de la presin de aire a V5. El propsito de la vlvula de descarga rpida es de cerrar V5 sin soltar la presin del sistema entero. La cada de presin tambin cierra V4, deteniendo el flujo de aceite hidrulico al actuador y dando salida al aceite del actuador hacia el exterior. Al de-presurizar este sistema, se cierra la vlvula en la lnea de flujo.

Hi/Lo-Pilot System

El sistema de pilotos funciona segn los mismos principios que las estaciones ESD. Los pilotos Hi-Lo se conectan al ESD por mangueras de aire y estn montados en la lnea de flujo. El sistema puede comprenderse de un piloto Hi-Lo, un piloto Low, o una combinacin de un Hi y Lo . Cada piloto es bsicamente hecho de dos componentes: un resorte y un pistn. El pistn se usa para detectar los cambios de presin en la lnea de flujo. El resorte se usa para fijar un lmite a la presin de lnea de flujo. Los prrafos siguientes describen como el Hi y Lo-pilotos se comportan en un estado normal y como ellos funcionan cuando un piloto responde a una emergencia.

Hi-Pilot Operacin Normal

En modo de operacin normal, el piloto Hi espera una presin de lnea de flujo que permanece debajo de un valor de presin prefijado que se determina ajustando la fuerza del resorte. En este modo, la presin de aire entre el piloto Hi- y la vlvula V4 se mantiene.

Fig. 10 Hi Pilot Operacin Normal

Hi-Pilot Cierre de emergencia

Cuando la presin de la lnea de flujo sube arriba del valor de resorte prefijado anteriormente, el aire fuga a nivel del piloto, la vlvula interfase V4 de dispara, dando salida a la presin hidrulica del actuador y cerrando la vlvula en la lnea de flujo.


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Fig. 11 Hi-Pilot Cierre de Emergencia

Lo-Pilot Operacin Normal

En modo de operacin normal, el lo-piloto espera que la presin en la lnea de flujo permanezca sobre un valor de presin prefijado (ajustando la fuerza del resorte). En este modo, la presin de aire entre el lo-pilot y V4 se retiene, permitiendo a la presin hidrulica de la bomba de guardar la vlvula de lnea de flujo abierta.

Fig. 12 Lo-Pilot Operacin Normal


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Lo-Pilot Cierre de Emergencia

Cuando la presin de lnea de flujo se cae debajo del valor prefijado por el resorte, el aire se libera del piloto, la vlvula V4 se activa, dando salida a la presin hidrulica del actuador y cerrando la vlvula en la lnea de flujo.

Fig. 13 Lo-Pilot Cierre de Emergencia

Combinacin Hi-Lo-Pilot

Cuando ambos un hi/lo- piloto estn montados en la lnea de flujo, la presin puede restringirse dentro de un rango prefijado. La presin de aire fluye del lo al hi -piloto y se retiene entre los pilotos y la vlvula V4, permitiendo que la presin hidrulica de la bomba mantenga la vlvula de lnea de flujo abierta. Si la presin sube por encima del valor prefijado anteriormente, el aire fuga fuera del hi-piloto y si la presin se cae debajo del valor prefijado, el aire fuga fuera del lo-piloto. En cualquier situacin, la vlvula interfase V4 se activa, dando salida a la presin hidrulica del actuador y cerrando la vlvula en la lnea de flujo.

Fig. 14 Combinacin Hi-Lo-Pilot


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Seguridad

Para mejorar la seguridad, se recomienda usar un sistema ESD para operaciones de prueba de produccin. Cuando la presin de cabeza de un pozo excede 5,000 psi o siempre que H2S est presente, un ESD debe usarse.

Se debe utilizar un mnimo de dos estaciones de control remoto: una en el separador y una en un rea donde no hay equipo presurizado. Estas estaciones son necesarias para asegurarse que el pozo o el flujo puede controlarse de ms de un lugar.

Est seguro de abrir la vlvula de entrada del recipiente de aire para asegurar que el ESD es operacional, incluso en caso de que falle el suministro de aire.

3.3.2 Vlvula de Seguridad de Superficie

La SSV se usa para cerrar el flujo aguas arriba del distribuidor o mltiple de estrangulamiento en caso de emergencia (Fig. 15 y Tabla 6). Es operada por el sistema ESD. Las vlvulas SSV se suministran con un marco de soporte para la base, conexin de entrada (unin hembra) y conexin de salida (unin macho).

Fig. 15 Vlvula de Seguridad de Superficie


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Tabla 6. Especificaciones de la SSV

3.3.3 Cabezal de Flujo

El cabezal de flujo 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. 16). Sus cinco funciones principales en el control del paso del fluido hacia adentro y hacia fuera del pozo son:

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 prueba 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 suabeo.


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Fig. 16 Vlvula de Seguridad de Superficie

Tabla 7. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head)


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3.3.4 Mltiple de Instrumentacin (Data Header)

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 8). 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.

Puertos NPT (12 pulg [12,7-mm] de dimetro) Thermo well (12 pulg de dimetro)

Fig. 17 Data Header

Tabla 8. Especificaciones del Cabezal de Flujo (Flow Head)


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3.3.5 Equipos de Control 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 Doble

El filtro de arena doble (Figs. 18 y 19 y Tabla 9) 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:

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.

Fig. 18 Filtro de Arena Doble


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Fig. 19 Vista Frontal, Lateral y Superior

Operacin

La 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.

Tabla 9. Especificaciones del Filtro de Arena Doble


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Separador de Arena

El separador de arena (Figs. 23 y 24 y Tabla 10) 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:

Cilindro de 106 cm x 3,05 m [42 pulg x 10 pies] con una entrada de 53 cm [18 pulgadas] Compartimiento para arena Grupo ciclnico doble Lnea de drenaje de arena Dos vlvulas de seguridad de 3 pulgadas operadas por pilotos, para modular el alivio de presin Distribuidor o mltiple Lnea de descarga de seguridad.

Fig. 20 Separador de Arena


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Fig. 21 Vista Lateral, Frontal, Superior

Operacin

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

Tabla 10. Especificaciones del Separador de Arena


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Desarenador Ciclnico

La unidad del desarenador ciclnico montada en un armazn metlico (Fig. 22 y Tabla 11) es una unidad de remocin de slidos que consta de:

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. 23). 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.

Fig. 22 Desarenador Ciclnico


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Fig. 23 Vistas Lateral, Frontal, Superior

Operacin

La 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.


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3.3.6 Distribuidor de Estrangulamiento (Choke Manifiold)

El distribuidor de estrangulamiento (Fig. 24 y Tabla 12) 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.


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Fig. 24 Choke Manifold

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. El lado del estrangulador fijo se arma atornillando un estrangulador calibrado.

Los tamaos de reductores 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.

Operacin

Se 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.


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3.3.7 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 Aplicaciones

Los 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 hidratos

El 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


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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 viscosidad

La 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.

Ruptura de emulsiones

Con 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 vapor

Los 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. 25 y 26 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.

Fig. 25 Intercambiador de calor a base de Vapor


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Fig. 26 Vista Lateral, Frontal, Superior

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 13). Como se muestra en la Fig. 27, 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. 28.


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Fig. 27 Descripcin

Fig. 28 Descripcin Detallada


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Tabla 13. Especificaciones del Steam Exchanger

Calentador de fuego indirecto

El calentador diesel de fuego indirecto de Schlumberger (Figs. 29 a 31) consta de:

Un recipiente para bao de agua a presin atmosfrica, incluyendo un serpentn dividido de 4 pulgadas con estrangulador intermedio, estrangulador ajustable con asiento de 1 12 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.

Un protector contra llamas sobre la entrada de aire del quemador Un protector contra chispas sobre el tubo de escape de la chimenea.

Fig. 29 Calentador


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Fig. 30 Vista Esquemtica del Calentador

Fig. 31 Controles de Temperatura del Calentador


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3.3.8 Separador

El separador se compone de un recipiente presurizado donde los fluidos estn separados de un sistema de tubera que procesa los fluidos separados fuera del recipiente. Su funcin es separar el fluido en sus fases petrleo, gas, y componentes de agua antes de enviar el gas a un quemador o a la planta de inyeccin y el aceite al tanque. Otras funciones importantes del separador incluyen la capacidad para medir los caudales de cada componente del efluente y tomar muestras presurizadas de aceite y de gas.

Los separadores se clasifican por su forma y por los fluidos que separan. Son horizontales, verticales, o esfricos en la forma. Las formas son ms all clasificadas en separadores de dos-fase (el gas/lquido) y tres-fase (petrleo/agua/gas). Al fluir un pozo, Schlumberger tpicamente usa slo un separador trifsico horizontal.

La lista siguiente resume unos de las ventajas y desventajas de los diferentes separadores:

Separadores horizontales son normalmente ms eficaces para manejar cantidades grandes de gas.

Separadores horizontales son los ms baratos para la separacin estndar de petrleo-gas, particularmente donde puede haber problemas con las emulsiones, espuma, o las proporciones de gas-aceite altas.

Un separador vertical toma menos espacio que un separador horizontal con la misma capacidad. En un separador vertical, algunos de los controles pueden ser difciles de acceder sin escaleras

o plataformas de acceso. Los separadores esfricos son los ms eficaces para contener la presin; sin embargo, ellos no

se usan ampliamente debido a su capacidad limitada de procesar "cabezeos" y porque son difciles de fabricar.

Gravedad y densidad

El petrleo, gas, y agua se separarn naturalmente debido a los efectos de gravedad y la diferencia en la densidad entre los componentes del efluente en el separador. Las partculas del efluente ms densas se caen al fondo y las partculas ms ligeras suben a la parte superior. El gas tiende a ir por arriba y los lquidos caen en el separador. El separador mejora este proceso de separacin natural al retener el fluido el tiempo suficiente para frenar su movimiento, permitiendo que ocurra la separacin.

Aproximadamente 95% de la separacin de lquido-gas dentro del separador pasan al instante. Las densidades relativas de gas y lquido est tpicamente en la proporcin de 1 a 20 y su separacin es rpida, normalmente tomando slo unos segundos. Sin embargo, un poco de lquido permanecer en el gas en la forma de una llovizna fina. Este lquido debe separarse del gas con la ayuda de dispositivos mecnicos para que la separacin est completa. La densidad relativa de crudo al agua est tpicamente en la proporcin de .75 a 1; la separacin toma ms tiempo: uno o dos minutos.

Separacin mecnica

Para obtener una buena separacin, acelerar el proceso de la separacin, y minimizar el tiempo de retencin, el separador est provisto con dispositivos mecnicos. La funcin de estos dispositivos mecnicos se explica aqu para que usted pueda entender el papel que ellos juegan en el proceso de separacin.


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Fig. 32 Representacin Esquemtica del Separador

Placa Deflectora

Esta placa se localiza delante de la entrada. Causa un cambio rpido en la direccin y velocidad de los fluidos, obligando los lquidos a caer al fondo del contenedor. La placa del deflector causa la separacin inicial de lquido y gas.

Fig. 33 Placa Deflectora


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Placas Coalescentes

Estas placas se colocan longitudinalmente en una forma de V invertida en la parte superior del separador. Las gotas de lquido en el gas golpean las placas y se pegan a ellas. A medida que pasa mayor cantidad de gas a travs de las placas, ms gotas se unen para formar gotas ms grandes que caen al fondo del separador.

Fig. 34 Placas Coalescentes

Cortador de Espuma

Esta parte de equipo esta hecha de malla del alambre, como el extractor de llovizna. Impide el paso de las partculas de aceite en la espuma hacia la salida de gas.

Extractor de llovizna

Este pedazo de equipo est compuesto de una malla de alambre tejido. Antes de dejar el separador, el gas pasa a travs del extractor de la llovizna, causando la cada de las gotas de aceite muy finas que permanecan en el gas.

Fig. 35 Mist Extractor

Weir Plate

Esta placa, localizada en al fondo del recipiente, divide el separador en dos compartimientos: petrleo y agua.


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Cortador de Vortex

Estos cortadores se localizan en las salidas de crudo y de agua. Su funcin es la de romper el remolino que puede generarse cuando el crudo y el agua salen del separador por sus conexiones respectivas. Los cortadores de vrtice previenen que el gas salga del separador en combinacin con el lquido.

Fig. 36 Vortex Breaker

Controladores de nivel y de presin

El controlador de presin de gas y los de nivel de petrleo y agua mantienen las condiciones de separacin constante dentro del tanque. Para ajustar la presin del separador y los caudales de agua y crudo, todos los controladores usan vlvulas automticas (ACVs). El aire comprimido que alimenta los controladores se filtra a travs de un limpiador. La presin de aire se reduce mediante el uso de reguladores de presin colocados aguas arriba de los controladores. Se usan indicadores de nivel visuales, llamados sight-glass, para monitorear las interfases petrleo-gas e interfases de aceite-agua dentro del separador.

Controlador de Presin

La figura 37 muestra un modelo de controlador simple. En aquel sistema, la vlvula esta completamente abierta o cerrada, teniendo como consecuencia que la presin de separacin flucta entre un valor mnimo y un valor mximo. El controlador de presin actualmente instalado en un separador es ms complejo. Al contrario del modelo simple, el modelo actual permite fijar la presin de trabajo deseada y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el recorrido de la vlvula, asegurando una regulacin suave de la presin de separacin.

Para el sistema complejo ilustrado en "Gas Pressure Controller - Proportional Action", la presin deseada se fija al ajustar una lmina de set point. Ajustar esa palanca mueve la boquilla ms cerca o ms lejos del flapper para establecer el Set Point. La presin del separador se aplica directamente al tubo de Bourdon. El diagrama "Gas Pressure Controller - Proportional Action" muestra el sistema en un estado de equilibrio con presin de separacin estable.


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Fig. 37 Controlador de Presin de Gas Complejo

La siguiente lista describe lo que ocurre al sistema cuando la presin de separacin incrementa o disminuye.

Cuando disminuye la presin del separador, la presin fija se mantiene:

El tubo de Bourdon mueve el flapper hacia la boquilla, cerrando el hueco entre la boquilla y el flapper. Porque la cmara A es continuamente alimentada con aire a travs del orificio B, la reduccin en el tamao del pasaje entre la boquilla y el flapper causa un incremento de la presin atmosfrica en la cmara del Relay.

El incremento de presin en la cmara A empuja los diafragmas C y D hacia arriba, causando la apertura de la vlvula de suministro E.

La presin de aire entra en la cmara F y fluye hacia la vlvula automtica (ACV), causndo un desplazamiento ms cerca a su asiento y reduciendo el flujo de gas de separador, aumentando su presin por eso.

La presin en la cmara F aumenta hasta que las diafragmas C y D sean empujadas a sus posiciones originales, causando el cierre de la vlvula E y devolviendo el sistema a un estado de equilibrio.

Al mismo tiempo que ese aire fluye al ACV, tambin fluye a travs de la vlvula de la banda proporcional a los bellows G. Esta presin de aire provoca el movimiento del flapper fuera de la boquilla, deteniendo el incremento de presin en la cmara A y restaura el sistema a un estado de equilibrio.

Como resultado, la presin en la vlvula de ACV se aumenta y la presin del separador se restaura a su presin fija.

Cuando aumenta la presin de separador, la presin fija se mantiene:

El tubo de Bourdon aleja el Flapper de la boquilla, aumentando el espacio entre la boquilla y el Flapper. Eso provoca una disminucin de la presin de aire en la cmara A del relay.

La cada de presin en la cmara A y la accin del resorte H provocan el movimiento de los diafragmas C y D hacia abajo.

El aire de la ACV empieza a fugar a la atmsfera a travs de la cmara I. Esta reduccin de presin provoca la apertura de la vlvula ACV debido al efecto del resorte.


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En el mismo tiempo que aire fuga de la ACV al atmsfera, la presin de aire en los bellows G disminuye, acercando el flapper de la boquilla. Esta accin provocar un aumento de la presin en la cmara A, suficiente para tapar el pasaje entre las cmaras F e I.

A consecuencia, la presin sobre la ACV disminuye y la presin del separador vuelve a su presin fijada.

Vlvula de banda proporcional

Como se describe el la figura 38, la presin que va de la cmara del relay F hacia la ACV tambin va hacia la vlvula de banda proporcional de tres-vas. El orificio de entrada para esta vlvula es ajustable. Eso permite la variacin de la cantidad de aire que se suministra a los bellows. La variacin cambia la distancia entre el flapper y la boquilla.

La banda proporcional es independiente de la presin fijada, pero depende del rango de presin del tubo de Bourdon. El valor de ajuste de la banda proporcional se expresa en %, basado en el rango de presin del tubo de Bourdon, tal como se describe en los siguientes ejemplos. El porcentaje puede variar entre 0% y 100%. Por ejemplo, cuando la banda proporcional de un controlador Fisher 4150 (ilustrado en la diagrama "Gas Pressure Controller-Proportional Action") esta completamente cerrada, corresponde a una banda proporcional de aproximadamente 3%.

Los ejemplos siguientes muestran como un arreglo estrecho (5%) y un arreglo ancho (50%) de la banda proporcional cambia la manera de la cual reacciona el sistema a un cambio de presin.

El controlado de presin est provisto con un tubo de Bourdon con un rango de presin de 1000 psi.

El punto fijo para la presin del separador es 400 psi.

Recomendaciones para fijar la presin de separacin.

Cuando se programa la presin de separador con el controlador, uno debe considerar:

La presin de calibracin de la vlvula de seguridad en relacin con la presin de trabajo mxima del separador.

Las condiciones de flujo crtico aguas arriba. El valor de la presin mnima, necesaria para empujar el crudo fuera del separador hacia los

tanques o la lnea de produccin.


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Fig. 38 Controlador de Presin de Gas Complejo (Ampliado)

Controlador de nivel de crudo

El nivel de la interfase lquido-gas dentro del separador debe mantenerse constante para mantener las condiciones de la separacin estables. Una variacin en este nivel cambia el volumen de gas y lquido en el separador que a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retencin de los dos fluidos. El punto fijo inicial para el nivel de lquido-gas depende de la proporcin de gas-petrleo (GOR) del efluente del pozo.

Si el GOR es alto, ms volumen en el separador necesita ser reservado para el gas y se requiere un nivel de aceite bajo.

Si el GOR es bajo, ms volumen en el separador necesita ser reservado para el crudo y se requiere un nivel de aceite alto.

Para cubrir GORs de diferentes valores, el nivel de aceite puede ajustarse entre dos valores: ms o menos 6 pulgadas de la lnea mediana del separador. Como pauta, el nivel se fija inicialmente en la lnea del centro y los ajustes se hacen segn el GOR.


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Fig. 39 Niveles de Fluido dentro del Separador

Fig. 40 Capacidad del Separador


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Fig. 41 Capacidad de Lquido Terico dentro del Separador


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Fig. 42 Capacidad de Gas Terico dentro del Separador

Revision: 2 Manual de Campo para Operadores Pg. 51 de 151

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Controlador de Nivel Simple

Usualmente, los controladores de nivel utilizan un flotador relacionado con el controlador para abrir y cerrar una vlvula de control que regula el nivel de crudo. Este controlador acta sobre una de las dos vlvulas de regulacin de la salida de crudo: una de grande y una de pequeo dimetro que se encuentran montadas en paralelo. El sistema permite la regulacin de un rango de caudales amplio, limitado solamente por la capacidad del separador.

Cuando el nivel cambia, segn el principio de Arquimedes, una fuerza igual al peso del lquido desplazado como se muestra en la figura 43, hace mover el flotador. El movimiento del flotador esta convertido, a travs de un mecanismo de torsin, provocando el movimiento del flapper fuera o hacia la boquilla. A su vez, la fuga de aire a travs de la boquilla abre o cierra la vlvula de control ACV montada en la lnea de salida del crudo.

Fig. 43 Controladora de Nivel

Para propsitos de seguridad, las vlvulas de control en la salida de aceite estn normalmente cerradas. Si por cualquier razn el suministro de aire a estas vlvulas se corta, este problema debe descubrirse lo suficientemente rpido para impedir el "retorno" de crudo en el separador. La acumulacin de crudo en el separador puede provocar su salida a travs de la lnea de gas. Recprocamente, si las vlvulas de la lnea de lquido estuvieran abiertas, el crudo podra fluir sin control hacia los tanques y cuando el nivel haya desaparecido, el gas seria mandado a los tanques o a la lnea de produccin.

La diagrama "Oil Level Controller muestra un modelo simple de controlador de nivel de crudo. En ese sistema simple, la vlvula esta completamente abierta o cerrada, haciendo que el nivel de crudo en el separador est fluctuando siempre entre un nivel mnimo y mximo.

El controlador de nivel montado en el separador es ms complejo. A contrario del modelo simple, el controlador actual permite el ajuste del nivel a un valor escogido y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el movimiento de la vlvula, asegurando una regulacin suave del nivel.


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Para el sistema complejo mostrado en la diagrama "Oil Level Controller - Proportional Action", el nivel de lquido deseado se fija al mover la palanca de ajuste. Ajustar la palanca mueve la boquilla, colocada sobre el tubo de Bourdon, mas cerca mas lejos del flapper. Esa palanca permite fijar el nivel de lquido en un punto escojido (con la condicin que este sea entre las partes alta y baja del flotador). La diagrama muestra el controlador de nivel en una posicin de equilibrio y el caudal de entrada es igual al caudal de salida.

Fig. 44 Controladora de Nivel Complejo (ampliado)


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Cuando el flujo de la entrada es mayor que el flujo de salida, el nivel de crudo en el separador aumenta:

La fuerza de flotacin del lquido se incrementa, levantando el flotador hacia arriba. El flapper, conectado al flotador por el tubo de torque, se mueve hacia abajo en direccin de la boquilla.

El desplazamiento del flotador desplaza el flapper, cerrando el intervalo entre el flapper y la boquilla, reduciendo el paso del aire. Porque la cmara A es constantemente suministrada con aire a travs del orificio B, aquella reduccin en el paso de aire aumenta la presin en la cmara A.

El aumento de presin en la cmara A empuja las diafragmas C y D hacia abajo, abriendo la vlvula de suministro E.

La presin de aire entra en la cmara F y fluye hacia la vlvula de control ACV, provocando su recorrido fuera de su asiento (abriendo la ACV). La accin aumenta el flujo de crudo y el nivel en el separador baja.

En el mismo tiempo que el aire fluye hacia la ACV, suministra tambien aire al tubo de Bourdon a travs de la vlvula de banda proporcional. La presin de aire provoca el alejamiento del flapper respeto al tubo de Bourdon. Esta accin detiene el aumento de presin en la cmara A y devuelve el sistema a un estado de equilibrio.

Cuando el flujo de entrada es menor que el flujo de salida, el nivel de crudo en el separador baja:

El flapper mueve fuera de la boquilla, abriendo el espacio entre la boquilla y el flapper. Esto causa una disminucin de la presin de aire en la cmara A del relay. La cada de presin en la cmara A y la accin del resorte G mueven las diafragmas C y D hacia

arriba. El aire de la vlvula automtica ACV empieza a fugar la atmsfera a travs de la cmara I. Esa

reduccin de presin hace que la ACV empieza en cerrase bajo la fuerza del resorte. En el mismo tiempo que el aire fluye del ACV la atmsfera, la presin de aire fluyendo a travs de

la vlvula de banda proporcional hacia el tubo de Bourdon disminuye, causando el movimiento de la boquilla sobre el tubo de Bourdon hacia el flapper. La accin provoca un incremento de presin en la cmara A. Lo suficiente para cerrar el paso entre las cmaras F e I.

Resulta una disminucin de la presin sobre la ACV (la vlvula se acerca de su asiento) y el nivel de crudo vuelve a su nivel de equilibrio.

Controlador de nivel de agua

El nivel de interfase entre el crudo y el agua en el separador debera ser mantenido constante, para prevenir el paso del agua encima del weir Plate y que fluya en el compartimiento de crudo. Se logra mediante un flotador conectado a un controlador de nivel de agua que acta sobre una vlvula colocada en la salida de agua

El nivel de agua se controla con un flotador que flota en el agua pero no en el aceite. El movimiento del flotador se transmite a travs de un tubo hacia un flapper que se aleja o se acerca de una boquilla, provocando una fuga de aire. La fuga de aire desde la boquilla se usa para abrir cerrar la vlvula ACV colocada sobre la salida de agua.


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Fig. 45 Controladora de Nivel de Agua

Vlvulas de Control Automtico

Las vlvulas automticas (ACV) para el crudo, gas, y agua estn diseadas para regular el caudal en una tubera variando su seccin en respuesta a una seal recibida de un controlador.

Los diagramas de ACV muestran los dos tipos diferentes, normalmente abierta y normalmente cerrada, de las vlvulas de control usadas en un separador.

Fig. 46 Vlvulas de Control Automtico


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Sight Glass

El sight glass es un indicador de nivel visual. Sobre el separador, hay uno para monitorear la interfase crudo gas y uno para monitorear el interfase agua crudo. Los niveles dentro del separador pueden ser visualizados mediante esos vidrios.

Fig. 47 Sight Glass

Este dispositivo compone un vidrio transparente colocado en una cmara de acero para aguantar la presin interna del separador. En el caso de la ruptura del vidrio, el vidrio de seguridad esta equipado con vlvulas de seguridad que impiden que el fluido dentro del separador se escape. La vlvula de seguridad trabaja con el principio de una bola que automticamente asla el tanque del visor bajo la presin diferencial entre el tanque y la atmsfera.

Despus de haber cambiado el vidrio, las bolas beben ser empujadas hacia adentro en sus ranuras, de tal modo que puedan aislar el separador de nuevo, en caso que ocurra otra falla. Se usa una punta para empujar la bola, moviendo la palanca ms o menos un cuarto de vuelta. Cuando la bola est en su posicin, girar la palanca en sentido contrario para colocar la punta en su posicin original.

Dispositivos de seguridad

En caso de que un funcionamiento defectuoso cause un aumento de la presin del separador a un nivel peligroso, estos dispositivos proporcionan una abertura de emergencia a la atmsfera. Para prevenir este tipo de falla, el separador se disea con dos puntos dbiles (vlvulas de seguridad), que se activan en caso de un exceso de presin.


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Fig. 48 Dispositivos de Seguridad

Vlvulas de Seguridad

La vlvula de alivio de seguridad se localiza encima del separador. Su salida se conecta a la lnea de venteo de gas, aguas abajo de la vlvula ACV. Cuando la vlvula de alivio de seguridad se abre, el gas se desfoga hacia la atmsfera.

La vlvula de seguridad incorpora un Bellow que impide la entrada de los fluidos del separador hacia la parte superior de la vlvula expuesta a la presin atmosfrica. Los bellows tienen una rea efectiva igual a la del asiento de la vlvula, de tal manera que los efectos de contra-presin en la salida de la vlvula sobre la presin de calibracin se ven eliminados.

Fig. 49 Vlvulas de Seguridad


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Check Valve

La vlvula check se coloca aguas abajo de la vlvula de seguridad. Es un flapper libre-oscilante que detiene una posible contra-presin en la lnea de gas, que podra afectar la abertura de la vlvula de seguridad si aquella tiene que abrirse.

Fig. 50 Vlvulas Check

Dispositivos de medicin

Fig. 51 Dispositivos de Medicin

Para medir bajos y altos caudales de flujo de crudo, se usan un medidor de desplazamiento positivo y un medidor de vrtice colocados en la lnea flujo de petrleo. El caudal de gas se mide usando un medidor con orificio, bajo el principio de presin diferencial, colocado en la lnea de salida de gas. Los caudales de agua se miden con un medidor de desplazamiento positivo, idntico al medidor de desplazamiento positivo utilizado en la lnea de crudo. El factor de encogimiento, medido con un probador de encogimiento, representa un factor de correccin usado en los clculos de volumen de aceite.


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Medidores de crudo

La salida de crudo est equipada con 2 medidores en paralelo, de tal modo que es posible medir un rango amplio de caudales. Un solo medidor no puede medir con precisin el rango entero de caudales (bajo y alto). Se usa un solo medidor a la vez y su eleccin depende del caudal. Caudales bajo y medio se miden con el medidor de desplazamiento positivo FLOCO, mientras que caudales altos se miden con el medidor de vrtice ROTRON.

El medidor de desplazamiento positivo mide el caudal de lquido que lo atraviesa al dividir el lquido en segmentos y contndolos. El lquido que entra al medidor golpea el puente, los sellos del puente impiden que el lquido se devuelva hacia la entrada. El movimiento del rotor esta transferido a un registrador con un acople magntico. Los separadores utilizados para las pruebas de pozos estn equipados normalmente con un medidor de desplazamiento positivo de 2 pulgadas que puede medir caudales de 100 a 2200 bopd.

El medidor de vrtice ROTRON consiste en un cuerpo montado con una cmara excntrica y un rotor colocado transversalmente a las venas de fluido. Cuando el lquido fluye a travs del medidor, se crea un vrtice en la cmara. La velocidad de rotacin del vrtice lquido es proporcional al caudal. El movimiento del rotor se transfiere a un registrador mediante un acople magntico. El rango de medicin oscila entre 2000 a 17000 bbls.

Los separadores pueden ser equipados con medidores de vrtice de 2 o 3 pulg. Para este tipo de medidor, el caudal depende del tamao del medidor, pero tambin del tipo de rodamiento que se usa, tal como se indica en la siguiente tabla "Vortex Meters and Flow Rates"

Fig. 52 Medidores de Crudo Floco/Rotron


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Medidor de Gas

Antes de salir del separador, el caudal de gas se mide usando un tipo de medidor diferencial llamado medidor de orificio. Se coloca un orificio calibrado en la vena de fluido con el fin de crear una pequea cada de presin a travs de ese orificio. La presin upstream y downstream de la placa orificio, la temperatura del gas y su gravedad especfica se usan para calcular el caudal de gas.

Al principio del flujo, el caudal se desconoce. Durante la prueba, el caudal puede cambiar; por eso se utilizan placas-orificios de diferentes tamaos. Es importante tener un dispositivo que permita el cambio de orificio sin interrumpir el flujo de gas.

Para obtener mediciones precisas, el fluido debe tener ciertas caractersticas aerodinmicas antes de alcanzar el medidor. Una seccin recta suficientemente amplia y unos tubos colocados dentro de la tubera reducen las turbulencias creadas por los codos en la lnea de gas.

Fig. 53 Straightening Vanes

Para registrar la presin diferencial, un instrumento llamado registrador de presin diferencial se utiliza. La entrada de presin alta se conecta a la parte upstream del orificio, mientras la entrada de baja presin se conecta a la parte downstream del orificio. La presin diferencial a travs del orificio se transmite a una celda cuya deformacin se traduce en un movimiento de rotacin de un eje. Este movimiento es amplificado mecnicamente y grabado por una pluma sobre una carta graduada. La carta gira bajo la accin de un reloj y la presin diferencial se registra en funcin del tiempo. La misma carta registra presin esttica y temperatura.

Gas Scrubbers

La lnea de gas del separador suministra el gas usado para operar el registrador de presin diferencial. Ese gas esta filtrado en ambas lneas de alta y baja presin, por scrubbers. Su propsito es de detener impurezas, aceite y emulsin. Antes de alcanzar el registrador, otro set de scrubbers acta como un amortiguador. En caso de que el gas contenga H2S CO2, los scrubbers superiores contienen aceite hidrulico o diesel para impedir el contacto directo del gas con el registrador.


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Vlvulas

La figura 54 muestra un sistema tpico de separador con las vlvulas usadas para aislar los componentes cuando no estn en uso.

Manifold de Bypass

El manifold de bypass entre la entrada del manifold y las salidas de gas y crudo permite dirigir el efluente sin pasar a travs del separador. Se utiliza cuando el efluente no necesita ser separado o cuando se dirige a otro separador o tanque. Tambin existe una lnea e by-pass para los medidores de crudo.

Puntos de muestreo

Las lneas de agua, gas y aceite tienen puntos de muestreo con sus vlvulas de aislamiento. Tambin pueden ser usados esos puntos para colocar registradores de temperatura y presin.

Fig. 54 Sistema de Lneas del Separador


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Seguridad

La lista siguiente constituye unas consideraciones claves de seguridad para separadores:

Despus de cada trabajo, el separador debe ser lavado cuidadosamente para prevenir la corrosin debida a los efluentes del pozo.

Para impedir el cierre accidental del suministro de aire a las vlvulas, mantnganlas abiertas mecnicamente.

Para asegurar una operacin normal de las vlvulas de seguridad, asegrese que la vlvula check no tiene fuga.

Para detectar cualquier fuga que podra afectar la operacin normal de la vlvula de seguridad, mantenga la vlvula de aguja en posicin abierta. Esa vlvula se coloca entre la vlvula de seguridad y la vlvula check.

Se recomienda que aire comprimido alimente los instrumentos del separador. Si no hay aire comprimido, se puede usar gas del separador pero no si hay H2S.

Asegrese que los puntos de levantamiento estn en perfectas condiciones, especialmente los puntos de soldadura.

Durante transportacin, remover los flotadores para que no se caigan dentro del separador. Controle que la fecha del certificado oficial es vlida. Como todos recipientes sometidos a presin,

los separadores requieren una certificacin peridica.

3.3.9 Distribuidores de Petrleo y Gas (Gas/Oil Manifold)

El petrleo producido por el separador puede ser dirigido a travs de un distribuidor o mltiple de petrleo hacia el tanque de medicin, el tanque de surgencia, la lnea de flujo de produccin o el quemador dependiendo de las circunstancias de la prueba. El distribuidor usualmente tiene cinco vlvulas de esfera de 2 pulgadas.

Desde el tanque de medicin, el flujo se conduce hacia el distribuidor por medio de una bomba de transferencia. La bomba aumenta la presin para que el flujo pueda llegar hasta un quemador o sea reinyectado en una lnea de flujo. Si se usa un tanque de surgencia, el distribuidor de petrleo sirve para el mismo propsito. En efecto, el distribuidor dirige el flujo desde el separador sin interrupcin hasta el quemador o la lnea de flujo. Para pruebas en reas marinas, se suelen usar dos quemadores para soportar las pruebas continuas sin importar la direccin predominante del viento.

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