Well Testing Manual Final

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MANUAL DE CAMPO PARA

OPERADORES

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te INDICE

1 INTRODUCCIÓN ...4

2 SEGURIDAD...6

2.1 CLASIFICACIÓN DE ZONAS... 6

2.2 ESTÁNDARES DE SEGURIDAD PARA UBICAR EQUIPOS... 7

2.3 SERVICIO DE H2S ... 10

2.4 RADIACIÓN POR CALOR... 11

2.5 RUIDO... 12

2.6 SEGURIDAD ELÉCTRICA... 13

3 PRUEBA DE POZOS...14

3.1 ESTÁNDARES 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 Válvula de Seguridad de Superficie ... 23

3.3.3 Cabezal de Flujo... 24

3.3.4 Múltiple de Instrumentación (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 Petróleo 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 Extensión ... 84

3.3.13 Válvulas ... 92

3.3.14 Cálculos de Petróleo y Gas... 96

3.3.15 Tuberías ... 105

3.3.16 Fittings ... 110

4 OPERACIÓN DE EQUIPOS DE PRUEBA DE POZOS...113

4.1 CHOKE MANIFOLD... 113

4.1.1 General... 113

4.1.2 Prueba de Funcionamiento en Locación... 113

4.1.3 Fluir el Pozo a través del Choke Ajustable ... 113

4.1.4 Operación de Cambio de Choke (Ajustable a Fijo)... 114

4.1.5 Operación 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 locación ... 116

4.2.3 Fluyendo a través 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 través del Separador ... 118

4.3.3 By pasear el Separador Fluyendo... 120

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te

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 LÍNEAS DE TUBERÍA. ... 127

4.5.1 Conexiones Weco/Grayloc... 127

4.6 PRUEBA DE PRESIÓN... 128

4.6.1 Prueba de Presión 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 DESEMPEÑO 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 PROBLEMÁTICAS DE FLUJO... 143

5.2.1 Problemas Comunes en Surface Well Testing ... 143

5.2.2 Prevención de Espuma ... 144

5.2.3 Ruptura de Emulsión ... 144

5.2.4 Inhibición de Hidratos ... 145

5.2.5 Control de Arena ... 146

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 1 INTRODUCCIÓN

La intención de este Manual de Well Testing es describir el diseño de pruebas de pozos, las consideraciones de seguridad y las características y selección de los equipos de superficie para la realización de pruebas de pozos.

Cuando se realizan pruebas de pozos, hay que tener en consideración los siguientes aspectos: • Requerimientos de las condiciones dinámicas

• Tipo y disposición del equipo de superficie para pruebas • Equipo necesario para tomar muestras en superficie • Requisitos de seguridad

Las pruebas de yacimiento sólo se pueden realizar bajo condiciones dinámicas, lo que significa que hay que perturbar al yacimiento. Esa perturbación se propagará dentro del yacimiento e inducirá cambios en su presión. El cambio de presión se registra en el pozo y las tasas de flujo medidas también en el pozo, se interpretan en conjunto para obtener información sobre los parámetros y la geometría del pozo y del yacimiento.

La forma de crear una perturbación de la presión depende de si el yacimiento está produciendo o está inactivo:

• Si el pozo ha permanecido cerrado durante un tiempo prolongado, la mejor manera de crear una perturbación de la presión es haciendo fluir el yacimiento.

• Si el pozo ha estado fluyendo durante largo tiempo, se cierra para crear la perturbación de la presión; esto da lugar a la prueba de restauración de presión. También se puede crear una perturbación de presión en un pozo que fluye, ya sea aumentando o disminuyendo la tasa de flujo.

Equipos de superficie para pruebas de pozos

El término que se da en la ingeniería de yacimientos para el lapso durante el cual el pozo experimenta cambios de presión es “periodo de presión transitoria.” Los fluidos producidos durante el periodo de presión transitoria, tienen que manejarse en superficie usando equipos e instalaciones temporales ya que las instalaciones para producción permanente usualmente no han sido todavía construidas. Estos equipos han de poder realizar una amplia gama de funciones de manera segura y confiable:

• Controlar en superficie rápidamente la presión y las tasas de flujo y permitir el cierre del pozo (se aplica tanto a la realización de pruebas de pozos exploratorios como de desarrollo, como es el caso de la limpieza)

• Separar el efluente resultante en tres fluidos distintos (petróleo, gas y agua), medir con precisión los fluidos y recoger y separar los sólidos según sea el caso.

• Tomar muestras en superficie.

• Desechar los fluidos resultantes respetando el medio ambiente

Equipo estándar

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te • Válvula de seguridad • Filtros de arena

• Distribuidor o múltiple de estrangulamiento (Choke Manifold) • Sistema de cierre de emergencia (ESD, por sus siglas en inglés) • Intercambiador de calor

• Separador

• Tanque de medición o tanque de surgencia (Gauge Tank, Surge Tank) • Bomba de transferencia

• Distribuidores o múltiples de petróleo y gas • Quemadores y extensores.

Disposición del equipo

Los equipos de superficie y su ubicación para realizar pruebas de pozos varían 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 ubicación del equipo son los siguientes:

• Localización

Operación en tierra o en el mar. • Condiciones del pozo

Tasa de flujo y presión

Propiedades del efluente (propiedades del petróleo y posible formación de hidratos) Producción de arena

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La seguridad es uno de los factores más importantes en el diseño y la ejecución de pruebas de pozos. Las reglas generales de seguridad de Schlumberger con relación al tipo y a la disposición de los equipos de superficie para pruebas son las siguientes:

• La ubicación y el espaciamiento del equipo tienen que estar en concordancia con la clasificación de zonas.

• Todos los componentes del equipo de superficie para pruebas tienen que tener conexión a tierra. • La conexión eléctrica 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 estándares de la industria.

• La tubería que se usa para pozos de alta presión tiene que estar anclada.

• La tubería tiene que estar identificada con códigos de color para determinar la presión de trabajo de cada tubo. También es útil rotular los tubos para identificar los fluidos que pasan a través de ellos.

• Debe tomarse en cuenta la dirección predominante del viento para situar apropiadamente los equipos que desfogan o queman gas.

2.1 Clasificación de Zonas

En esta sección se describe por qué razón se estableció la clasificación de zonas, se definen las mismas y se identifican los equipos de superficie para pruebas asociados con cada una de ellas.

Una localización de pozo se clasifica en zonas o áreas en base a la probabilidad de que haya presencia de gases o vapores inflamables alrededor de alguna parte específica del equipo utilizado. Para propósitos de seguridad, tanto el Instituto Americano del Petróleo (API, por sus siglas en inglés) como la Asociación Francesa de Exploradores y Productores de Petróleo y Gas, han definido estas zonas. La siguiente clasificación 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 disposición de pruebas de pozos. Las restricciones de la zona no dictaminan la colocación de todos los equipos de prueba en la localización del pozo. Por ejemplo, el sistema ESD y los distribuidores o múltiples de petróleo y gas, aunque suelen colocarse en la Zona 2, no implican que estén restringidos a esa zona específica. Sin embargo, la ubicación de otros equipos de pruebas de pozos define ciertas zonas.

Zona 0

La Zona 0 se define como un área o espacio cerrado en el cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) está continuamente presente en una concentración que está dentro de los límites 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 área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) se procesa, manipula o almacena, y donde, en el curso de las operaciones normales, es probable que se presente una acumulación de la sustancia en cantidad suficiente como para hacer explosión o entrar en combustión, representando por consiguiente, un alto riesgo.

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• El sitio donde se encuentra el tanque de medición se clasifica como Zona 1 ya que es normal la presencia de gases inflamables en la inmediata vecindad del desfogue del tanque.

• La mayoría de las bombas de transferencia operadas eléctricamente está diseñada para funcionar en Zona 2; no obstante, su uso en la Zona 2 puede estar sujeto a restricciones geográficas o a la aprobación del cliente.

• En el distribuidor o múltiple de estrangulamiento, se toman muestras del efluente del pozo, usualmente al comienzo de una prueba. Dado que la toma de muestras causa algo de liberación de gas hacia la atmósfera, el distribuidor o múltiple 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 área que circunda la cabeza se clasifica como Zona 1. En periodos en los cuales no se están introduciendo herramientas, el área que circunda la cabeza de control se clasifica como Zona 2.

Zona 2

La Zona 2 se define como un área en la cual cualquier sustancia inflamable o explosiva (gas, vapor o líquido volátil) se procesa y almacena en condiciones controladas, pero la producción de una concentración 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 sólo 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 estén equipadas con dispositivos automáticos de cierre, protectores contra chispas, arranques de inercia o arranques eléctricos 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 también es Zona 2 porque sus superficies pueden alcanzar temperaturas elevadas.

• El sistema de tuberías se define como Zona 2.

Zona Limpia

Una zona limpia es un área dentro de la cual no se procesan, manipulan ni almacenan sustancias inflamables o explosivas. Las zonas limpias también se denominan zonas de cero riesgo o áreas seguras. Un ejemplo de zona limpia son los alojamientos en el equipo de perforación marinos.

2.2 Estándares de seguridad para ubicar equipos

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

• El área 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 válvulas de seguridad se activan liberando efluente hacia la atmósfera. A causa de este riesgo, el área 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 área situada a 5 m por encima del techo del tanque de medición se clasifica como Zona 1, tanto para operaciones marinas como para las pruebas en tierra.

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su posicionamiento en tierra y en el mar (Fig. 3 y 4, respectivamente).

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

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Fig. 3 Distancias Recomendadas para Operaciones en Tierra

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 2.3 Servicio de H2S

El sulfuro de hidrógeno (H2S) es peligroso porque tiene un amplio rango explosivo y es altamente tóxico (Tabla 1). Aunque el H2S tiene un mal olor característico 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 pérdida del conocimiento, la insuficiencia respiratoria y la muerte (Tabla 2).

Tabla 1. Propiedades del H2S

Tabla 2. Propiedades del H2S

Guía para la operación

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

• Haga una reunión obligatoria de seguridad previa al trabajo con todo el personal involucrado. • Mantenga una supervisión constante del trabajo y emplee como mínimo a dos ingenieros o

técnicos experimentados que estén certificados para trabajo con H2S. • Use máscara siempre.

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• Controle constantemente la dirección del viento. • Use aparato de respiración 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 nitrógeno. No permita que se succione H2S hacia el interior de los compresores.

Normas de seguridad para el equipo

Además de sus efectos adversos para la salud, el H2S es altamente corrosivo para los metales. Los requerimientos de servicio varían de acuerdo con el sistema.

• Sistema de sólo gas

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

Por encima de 65 psi [4,5 bar], sí hay requerimientos de H2S • Sistema de petróleo y gas

Por debajo de 265 psia [18,3 bar] y por debajo de una concentración 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 básicas para el servicio H2S:

• Debe asumirse que todos los equipos que no estén 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 calificación H2S, y los equipos se usarán sólo en servicios sin H2S.

• Los tubos con conexiones roscadas no califican para servicio H2S.

• En operaciones marinas use sólo tanques de surgencia (surge tank); jamás use un tanque de calibración.

2.4 Radiación por Calor

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

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• Instalar cortinas de agua adicionales por detrás de los quemadores

• Instalar rampas de agua a lo largo del casco desde donde se puede irradiar el calor excesivo • Usar extensores más largos (26 m [85 pies]).

Tabla 3. Radiación por Calor

2.5 Ruido

La protección de los oídos 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 exposición al ruido permisible para seres humanos (que no usan protección auditiva) se enumeran en la Tabla 4.

Tabla 4. Recomendaciones

Por ejemplo, un separador por el que fluyen 4000 bppd con una relación gas / petróleo (GOR, por sus siglas en inglés) de 300 genera un nivel de ruido de 62 dBA.

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 2.6 Seguridad Eléctrica

Los equipos eléctricos localizados en áreas peligrosas tienen que cumplir con las normas de protección definidas por el Comité Europeo de Normalización Electrotécnica (CENELEC, por sus siglas en francés) o la Comisión Electrotécnica Internacional (IEC, por sus siglas en inglés). En Norteamérica, los equipos tienen que ajustarse a las normas de la Comisión para Cooperación Ambiental (CEC, por sus siglas en inglés) y el Código Eléctrico Nacional (NEC, por sus siglas en inglés). Las normas definen:

• Métodos de protección • Temperatura

• Clasificación de áreas peligrosas (diferentes designaciones para CENELEC y IEC y para CEC en Canadá y NEC en Estados Unidos)

• Clasificación de gases.

En áreas peligrosas, sólo se usarán equipos certificados por un ente certificador autorizado y que porten las marcas apropiadas que indican que pueden ser usados allí. Los medios de protección que más se usan son los de:

• Seguridad intrínseca • A prueba de explosiones

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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 compañía. Los estándares generales y las especificaciones de Schlumberger se describen en esta sección.

Para la realización de pruebas de pozos, se debe llevar a cabo un estudio de Riesgos y Operabilidad (HAZOP, por sus siglas en inglés) y una revisión del diseño de la prueba para cada prueba o proyecto. La revisión del diseño de prueba se basa en técnicas de análisis de seguridad, entre las cuales resaltas:

• Arquitectura básica del sistema de seguridad de tres etapas:

Los parámetros del pozo (presión, temperatura, tasa de flujo, contenido de H2S, etc.) se deben vigilar constantemente con sistemas electrónicos y manuales redundantes, y las mediciones se han de comparar con los parámetros del “marco operativo” definido por el diseño de pruebas de pozos.

Los sistemas ESD que controlan la válvula de cabeza de pozo, la válvula submarina de seguridad y la válvula de la línea de flujo deben activarse con control manual, pilotos de baja y alta presión o fusibles en circuitos eléctricos y sensores de temperatura.

Las válvulas de seguridad de presión deben liberar todas las secciones de la línea de flujo que tengan una presión de trabajo menor que la máxima presión de cierre de cabeza de control.

• Redundancia de seguridad en todas las etapas, con suficiente segregación de operaciones para prevenir las fallas del sistema a causa de rotura de un componente.

• Protección total en la superficie:

Los equipos semi-sumergibles deben tener incorporado el árbol submarino dentro del sistema ESD.

Las plataformas autolevadizas y los equipos de perforación de tierra deben tener una válvula de control de pozo E-Z Valve* unida con el sistema ESD.

Los controles automáticos ESD deben poder puntear a las dos configuraciones previas, siempre que haya cable o tubería flexible dentro del pozo, para que sólo sea posible la operación manual.

Las válvulas de cabeza de pozo se deben cerrar y los equipos de prueba se deben detener si los parámetros 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 catastrófica, la válvula submarina de seguridad se debe cerrar.

• El tiempo de operación del sistema de seguridad debe estar de acuerdo con las características del pozo y del yacimiento, con menos de 10 segundos para el cierre completo de las válvulas de seguridad de superficie operadas manualmente o por el dispositivo piloto de operación más lenta.

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 3.1 Estándares generales

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

• Especificación 6A del API, “Equipo para Cabezas de Control y Árbol de navidad,” para cabezas de control, válvulas de seguridad de superficie, distribuidores o múltiples de estrangulamiento y líneas de flujo de alta presión.

• RP 14E del API, “Diseño e Instalación de Sistemas de Tubería para Plataformas de Producción Marinas” o la norma B31.3 de la Sociedad Americana de Ingenieros Mecánicos (ASME, por sus siglas en inglés), “Tubería de proceso” para líneas de flujo a baja presión aguas debajo de los intercambiadores de calor.

• Especificación 12K del API, “Calentadores de Tipo Indirecto para Campos Petrolíferos” para los calentadores e intercambiadores de vapor.

• RP 14C del API, “Análisis, Diseño, Instalación y Pruebas de Sistemas Básicos de Seguridad de Superficie para Plataformas de Producción Marinas,” para los sistemas de seguridad de superficie.

• Especificación 14A del API, “Equipos de Válvulas de Seguridad en el Subsuelo” y 14D, “Especificación para Válvulas de Seguridad de Cabeza de Control en Superficie y Válvulas de Seguridad Submarinas para Servicio en Áreas Marinas” para válvulas de superficie de seguridad y sistemas ESD.

• Especificación 16A del API, “Equipos de Perforación” para los cubos API. • Código ASME para calderas y recipientes a presión.

• Norma MR-01-75 de la Asociación Nacional de Ingenieros de Corrosión (NACE, por sus siglas en inglés), para todos los equipos para servicio H2S.

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Las barreras de seguridad y los sistemas ESD tienen que ceñirse como mínimo a la política de presión 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 rápido del pozo es requerido, debido a una fuga en los equipos o tubería, a un funcionamiento defectuoso del equipo, o una emergencia similar. El sistema ESD permite cerrar una válvula de línea de flujo desde una estación remota o de la consola de ESD.

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Fig. 5 Ubicación de sistemas de cierre de emergencia

El sistema de ESD puede conectarse a una válvula hidráulica en cabeza de pozo o a cualquier otra válvula hidráulicamente activada de acción "fail-safe", con la restricción de que la presión necesaria para abrir la válvula no excede la presión disponible en el ESD.

En operaciones de prueba de pozos, el ESD controla la válvula de la línea de flujo hidráulicamente operada en la cabeza de flujo; si se requiere, también puede controlar una válvula de seguridad adicional (no mostrado). La presión es aplicada del ESD para abrir las válvulas y se alivia para cerrarlas.

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

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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 líneas de piloto. Este tanque proporciona el aire al circuito, pero no a la bomba hidráulica que abre las válvulas automáticas. La cantidad de aire exigida para operar la bomba hidráulica es demasiado grande para ser guardado en el tanque de aire. Una válvula "check" se instala entre el tanque y la bomba hidráulica para impedir a cualquier aire del tanque ir a la bomba hidráulica. Si usted quiere abrir las válvulas en esta situación, usted necesita usar una bomba manual.

Estaciones push-button

Esta sucesión de dibujos muestra como el ESD se activa de su estado "pasivo" (ninguna presión aplicó) a su estado "activo" cuando el sistema se activa de una estación de ESD.

ESD pasivo

El ESD contiene 2 circuitos: hidráulico (aceite) y neumático (aire). Esos circuitos se inter-conectan mediante una válvula hidro-neumática (V4) de interfase. Los fluidos hidráulicos fluyen desde una bomba hidráulica actuada por aire hacia el actuador de la válvula de seguridad de superficie a través de la válvula de V4. Una bomba manual puede reemplazar la bomba de aire, porque la válvula de V4 está normalmente cerrada, el fluido hidráulico ha sido defogado y no hay presión a en la manguera que va al actuador. La válvula de línea de flujo "fail-safe", montada en la línea de flujo (no mostrado), está cerrada cuando el ESD está pasivo.

Fig. 7 ESD Pasivo

Armando el ESD

Al abrir el suministro de aire, este fluye en el mismo tiempo a la bomba hidráulica y a la válvula de “reset”. Eso hace que la bomba hidráulica envíe aceite a la válvula V4. Cuando V5 se levanta, la presión de aire activa la válvula y aceite hidráulico es enviado al actuador. En el mismo tiempo que se levanta V5, el by-pass V7 esta oprimido para presurizar el circuito neumático. 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 través de la válvula 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 válvula automática, el aire fluye de manera continua a través de un orificio en V9. El orificio esta siempre abierto para compensar pequeñas; pero si ocurre una emergencia, aire puede ser venteado a través de la válvula check.

Fig. 9 ESD Armado

ESD Activado

En una emergencia, un botón 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 líneas. Esto causa el cierre de V5 y V4. La caída de presión activa la válvula de descarga rápida que

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V5 sin soltar la presión del sistema entero. La caída de presión también cierra V4, deteniendo el flujo de aceite hidráulico al actuador y dando salida al aceite del actuador hacia el exterior. Al de-presurizar este sistema, se cierra la válvula en la línea de flujo.

Hi/Lo-Pilot System

El sistema de pilotos funciona según los mismos principios que las estaciones ESD. Los pilotos Hi-Lo se conectan al ESD por mangueras de aire y están montados en la línea de flujo. El sistema puede comprenderse de un piloto Hi-Lo, un piloto Low, o una combinación de un Hi y Lo . Cada piloto es básicamente hecho de dos componentes: un resorte y un pistón. El pistón se usa para detectar los cambios de presión en la línea de flujo. El resorte se usa para fijar un límite a la presión de línea de flujo. Los párrafos 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 Operación Normal

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

Fig. 10 Hi Pilot Operación Normal

Hi-Pilot Cierre de emergencia

Cuando la presión de la línea de flujo sube arriba del valor de resorte prefijado anteriormente, el aire fuga a nivel del piloto, la válvula interfase V4 de dispara, dando salida a la presión hidráulica del actuador y

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Fig. 11 Hi-Pilot Cierre de Emergencia

Lo-Pilot Operación Normal

En modo de operación normal, el lo-piloto espera que la presión en la línea de flujo permanezca sobre un valor de presión prefijado (ajustando la fuerza del resorte). En este modo, la presión de aire entre el lo-pilot y V4 se retiene, permitiendo a la presión hidráulica de la bomba de guardar la válvula de línea de flujo abierta.

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Cuando la presión de línea de flujo se cae debajo del valor prefijado por el resorte, el aire se libera del piloto, la válvula V4 se activa, dando salida a la presión hidráulica del actuador y cerrando la válvula en la línea de flujo.

Fig. 13 Lo-Pilot Cierre de Emergencia

Combinación Hi-Lo-Pilot

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

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te Seguridad

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

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

•

Esté seguro de abrir la válvula 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 Válvula de Seguridad de Superficie

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

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 3.3.3 Cabezal de Flujo

El cabezal de flujo se coloca directamente encima del pozo y es la primera pieza del equipo a través 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 (recíproco) de la sarta de prueba. Si hay conectada una unión giratoria, también se puede hacer girar la sarta de prueba. La necesidad de la unión giratoria depende del tipo de equipos de fondo que se esté empleando. Algunas herramientas se pueden operar completamente usando movimientos ascendentes y descendentes, algunas requieren rotación y otras precisan de ambos tipos de movimientos. • Controlar el flujo de salida del pozo a través de una válvula de flujo

• Proveer una conexión para una línea para matar el pozo después de una operación de prueba o durante una emergencia. La línea para matar el pozo es esencial para controlar la presión en el pozo. Es necesario tener control de la presión para sacar la sarta de prueba después de que las pruebas se han terminado, y es crítica por cuestiones de seguridad. Por ejemplo, si la presión en fondo de pozo es demasiado alta, la sarta de herramientas podría ser empujada.

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Fig. 16 Válvula de Seguridad de Superficie

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El Múltiple de instrumentación (Data Header) se usa para conectar los instrumentos y sensores para la adquisición de datos aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento (Fig. 19 y Tabla 8). El Múltiple de instrumentación estándar incluye de cuatro a seis puertos para manómetros y transductores de presión y temperatura. Dependiendo de la presión, las conexiones pueden ser National Pipe Thread (NPT) o Autoclave Engineers, Division of Snap-tite, Inc.

• Puertos NPT (1⁄2 pulg [12,7-mm] de diámetro) • Thermo well (1⁄2 pulg de diámetro)

Fig. 17 Data Header

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3.3.5 Equipos de Control de Arena

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

Filtro de Arena Doble

El filtro de arena doble (Figs. 18 y 19 y Tabla 9) retiene la arena y otras partículas sólidas del efluente del pozo. Suele estar ubicado aguas arriba del distribuidor o múltiple de estrangulamiento. El filtro de arena doble consta de:

• Dos recipientes de filtro 46-L

• Tubería de interconexión con puenteo y drenaje.

Los recipientes montados dentro de un armazón metálico tienen un soporte telescópico para ser levantados de tal manera que sea fácil reemplazar los filtros. Las aplicaciones tradicionales son para limpiezas de pozos desnudos y para pruebas de máxima velocidad libres de arena.

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Fig. 19 Vista Frontal, Lateral y Superior

Operación

La máxima concentración de arena, para operación continua, es cercana a 10 lbm de sólidos/min. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2,7 para los sólidos.

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te Separador de Arena

El separador de arena (Figs. 23 y 24 y Tabla 10) elimina los sólidos de la corriente de producción. La separación petróleo/gas/agua se lleva a cabo en un separador de tres fases. El separador de arena es ideal para la limpieza del pozo después de una fractura con arena, cuando puede producirse un gran volumen de arena al poner el pozo en producción.

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 ciclónico doble • Línea de drenaje de arena

• Dos válvulas de seguridad de 3 pulgadas operadas por pilotos, para modular el alivio de presión • Distribuidor o múltiple

• Línea de descarga de seguridad.

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Fig. 21 Vista Lateral, Frontal, Superior

Operación

La remoción de arena a través de la línea de arena permite la operación continua.

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te Desarenador Ciclónico

La unidad del desarenador ciclónico montada en un armazón metálico (Fig. 22 y Tabla 11) es una unidad de remoción de sólidos que consta de:

• Un recipiente desarenador que contiene un inserto ciclónico único • Un recipiente acumulador de arena.

Toda la corriente del pozo se pasa por el desarenador, desde donde se dirige hacia el inserto. La separación ciclónica de la arena tiene lugar en el inserto, donde la arena cae dentro del acumulador (Fig. 23). El tamaño del inserto se elige para que cumpla con las condiciones específicas de diseño para una gama de velocidades de flujo, de las propiedades del fluido y de las concentraciones de arena.

El desarenador y acumulador están separados por un bloque doble de válvulas de purga (tipo esfera). El acumulador también se drena a través de una disposición similar. El desarenador queda conectado en línea durante el proceso de purga. Los sólidos separados durante la purga se recogen en un espacio de contención por debajo del inserto en el recipiente del desarenador y se pasan al acumulador una vez que éste se abre nuevamente al proceso.

Los proyectos para los cuales se suele recomendar la utilización del desarenador ciclónico incluyen la perforación con balance inverso y los procesos de separación de cuatro fases.

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Fig. 23 Vistas Lateral, Frontal, Superior

Operación

La máxima concentración de arena, para operación continua, es cercana a 10 lbm de sólidos/min. Este valor se basa en una lechada con 50% de sólidos y una densidad relativa de 2,7 para los sólidos.

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Tabla 11. Especificaciones del Separador de Arena

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 presión 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 crítico (en el cual la presión aguas abajo del estrangulador es aproximadamente la mitad de la presión aguas arriba del estrangulador). En el flujo crítico, los cambios en la presión y en la velocidad de flujo que se hacen aguas abajo del estrangulador no afectan la presión en el fondo de pozo ni la velocidad de flujo.

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Fig. 24 Choke Manifold

El distribuidor o múltiple de estrangulamiento consta de válvulas y accesorios organizados para dirigir el flujo a través de uno de los dos lados de la estrangulación. Un lado está configurado con un estrangulador variable, y el otro con un estrangulador fijo. El lado del estrangulador fijo se arma atornillando un estrangulador calibrado.

Los tamaños de reductores suelen darse en graduaciones de 1⁄64 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 operación, mientras se dirige el flujo a través del estrangulador variable.

El estrangulador variable es un orificio de geometría variable que se cambia fácilmente sin necesidad de aislar ese lado del distribuidor. Si se conoce, el tamaño del estrangulador y la presión aguas arriba, bajo condiciones de flujo crítico, se pueden calcular las velocidades de flujo durante la limpieza.

Operación

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

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Tabla 12. Especificaciones del Separador de Arena

3.3.7 Intercambiador de Calor

Los intercambiadores de calor, comúnmente llamados calentadores, elevan la temperatura de los efluentes del pozo, lo cual impide la formación de hidratos, reduce la viscosidad y rompe las emulsiones para facilitar la separación de petróleo y agua.

Tipos de calentadores y Aplicaciones

Los calentadores se usan en casi todos los aspectos de la producción y el procesamiento del petróleo. Varían en tamaño y complejidad; desde un simple baño de agua caliente hasta un sofisticado horno de craqueo en una refinería. Generalmente se clasifican como de fuego directo o indirecto.

En un calentador de fuego directo, el fluido que se está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por una caja de fuego, estando en contacto directo con la fuente de calor. Un calentador doméstico es un ejemplo típico 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 está calentando fluye a través de tubos que están rodeados por agua en un recipiente. La fuente de calor calienta el agua por medio de una caja de fuego.

Prevención de la formación de hidratos

El gas natural contiene vapor de agua. Bajo ciertas condiciones de flujo (estrangulamiento), se produce una expansión suficiente para reducir la temperatura del fluido y causar la formación de hidratos. Los hidratos se forman cuando partículas de agua y algunos hidrocarburos livianos presentes en el gas natural se tornan sólidos. La formación de hidratos constituye un serio problema.

Si las partículas se congelan en los equipos de superficie, las válvulas y medidores de flujo se tornan inoperantes y los estranguladores se taponan. Los hidratos de gas natural se parecen a la nieve en gránulos. Estos compuestos químicos de hidrocarburos y agua se forman a temperaturas por encima del punto de congelación normal del agua. Esto sucede cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua bajo condiciones de baja temperatura y alta presión. La alta velocidad, las pulsaciones creadas por la

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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.

Reducción de la viscosidad

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

Con la inevitable producción de agua de un yacimiento, resulta necesario separar el agua del petróleo. Bajo ciertas condiciones, el petróleo y el agua forman una emulsión y no se separan a menos que se les inyecten sustancias químicas 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 también 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 está prácticamente 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 compañías que proveen el servicio de generador 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, está dotado de una cubierta y también de un tubo que constituyen un recipiente de alta presión. 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 allí al efluente. Un estrangulador entre la entrada y la salida del intercambiador de calor permite precalentar el efluente antes de que la presión 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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S c h lu m b e rg e r P ri v a te Fig. 27 Descripción

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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 baño de agua a presión atmosférica, incluyendo un serpentín dividido de 4 pulgadas con estrangulador intermedio, estrangulador ajustable con asiento de 1 1⁄2 pulg [3,81 cm] y punta sólida.

• Un distribuidor equipado con 3 válvulas de compuerta de 31⁄8 pulg diseñadas para una presión de trabajo de 5000 lpc [345 bar]

• Una válvula 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.

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Fig. 30 Vista Esquemática del Calentador

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te 3.3.8 Separador

El separador se compone de un recipiente presurizado donde los fluidos están separados de un sistema de tubería que procesa los fluidos separados fuera del recipiente. Su función es separar el fluido en sus fases petróleo, gas, y componentes de agua antes de enviar el gas a un quemador o a la planta de inyección 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 esféricos en la forma. Las formas son más allá clasificadas en separadores de dos-fase (el gas/líquido) y tres-fase (petróleo/agua/gas). Al fluir un pozo, Schlumberger típicamente usa sólo un separador trifásico horizontal.

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

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

• Separadores horizontales son los más baratos para la separación estándar de petróleo-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 difíciles de acceder sin escaleras

o plataformas de acceso.

• Los separadores esféricos son los más eficaces para contener la presión; sin embargo, ellos no se usan ampliamente debido a su capacidad limitada de procesar "cabezeos" y porque son difíciles de fabricar.

Gravedad y densidad

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

Aproximadamente 95% de la separación de líquido-gas dentro del separador pasan al instante. Las densidades relativas de gas y líquido está típicamente en la proporción de 1 a 20 y su separación es rápida, normalmente tomando sólo unos segundos. Sin embargo, un poco de líquido permanecerá en el gas en la forma de una llovizna fina. Este líquido debe separarse del gas con la ayuda de dispositivos mecánicos para que la separación esté completa. La densidad relativa de crudo al agua está típicamente en la proporción de .75 a 1; la separación toma más tiempo: uno o dos minutos.

Separación mecánica

Para obtener una buena separación, acelerar el proceso de la separación, y minimizar el tiempo de retención, el separador está provisto con dispositivos mecánicos. La función de estos dispositivos mecánicos se explica aquí para que usted pueda entender el papel que ellos juegan en el proceso de separación.

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Fig. 32 Representación Esquemática del Separador

Placa Deflectora

Esta placa se localiza delante de la entrada. Causa un cambio rápido en la dirección y velocidad de los fluidos, obligando los líquidos a caer al fondo del contenedor. La placa del deflector causa la separación inicial de líquido y gas.

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S c h lu m b e rg e r P ri v a te Placas Coalescentes

Estas placas se colocan longitudinalmente en una forma de V invertida en la parte superior del separador. Las gotas de líquido en el gas golpean las placas y se pegan a ellas. A medida que pasa mayor cantidad de gas a través de las placas, más gotas se unen para formar gotas más 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 partículas de aceite en la espuma hacia la salida de gas.

Extractor de llovizna

Este pedazo de equipo está compuesto de una malla de alambre tejido. Antes de dejar el separador, el gas pasa a través del extractor de la llovizna, causando la caída de las gotas de aceite muy finas que permanecían en el gas.

Fig. 35 Mist Extractor

Weir Plate

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

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Estos cortadores se localizan en las salidas de crudo y de agua. Su función 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 vértice previenen que el gas salga del separador en combinación con el líquido.

Fig. 36 Vortex Breaker

Controladores de nivel y de presión

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

Controlador de Presión

La figura 37 muestra un modelo de controlador simple. En aquel sistema, la válvula esta completamente abierta o cerrada, teniendo como consecuencia que la presión de separación fluctúa entre un valor mínimo y un valor máximo. El controlador de presión actualmente instalado en un separador es más complejo. Al contrario del modelo simple, el modelo actual permite fijar la presión de trabajo deseada y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el recorrido de la válvula, asegurando una regulación suave de la presión de separación.

Para el sistema complejo ilustrado en "Gas Pressure Controller - Proportional Action", la presión deseada se fija al ajustar una lámina de “set point”. Ajustar esa palanca mueve la boquilla más cerca o más lejos del flapper para establecer el Set Point. La presión 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 presión de separación estable.

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Fig. 37 Controlador de Presión de Gas Complejo

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

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

• El tubo de Bourdon mueve el flapper hacia la boquilla, cerrando el hueco entre la boquilla y el flapper. Porque la cámara A es continuamente alimentada con aire a través del orificio B, la reducción en el tamaño del pasaje entre la boquilla y el flapper causa un incremento de la presión atmosférica en la cámara del Relay.

• El incremento de presión en la cámara A empuja los diafragmas C y D hacia arriba, causando la apertura de la válvula de suministro E.

• La presión de aire entra en la cámara F y fluye hacia la válvula automática (ACV), causándo un desplazamiento más cerca a su asiento y reduciendo el flujo de gas de separador, aumentando su presión por eso.

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

• Al mismo tiempo que ese aire fluye al ACV, también fluye a través de la válvula de la banda proporcional a los bellows G. Esta presión de aire provoca el movimiento del flapper fuera de la boquilla, deteniendo el incremento de presión en la cámara A y restaura el sistema a un estado de equilibrio.

• Como resultado, la presión en la válvula de ACV se aumenta y la presión del separador se restaura a su presión fija.

Cuando aumenta la presión de separador, la presión 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 disminución de la presión de aire en la cámara A del relay.

• La caída de presión en la cámara A y la acción del resorte H provocan el movimiento de los diafragmas C y D hacia abajo.

• El aire de la ACV empieza a fugar a la atmósfera a través de la cámara I. Esta reducción de presión provoca la apertura de la válvula ACV debido al efecto del resorte.

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disminuye, acercando el flapper de la boquilla. Esta acción provocará un aumento de la presión en la cámara A, suficiente para tapar el pasaje entre las cámaras F e I.

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

Válvula de banda proporcional

Como se describe el la figura 38, la presión que va de la cámara del relay F hacia la ACV también va hacia la válvula de banda proporcional de tres-vías. El orificio de entrada para esta válvula es ajustable. Eso permite la variación de la cantidad de aire que se suministra a los bellows. La variación cambia la distancia entre el flapper y la boquilla.

La banda proporcional es independiente de la presión fijada, pero depende del rango de presión del tubo de Bourdon. El valor de ajuste de la banda proporcional se expresa en %, basado en el rango de presión 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 presión.

• El controlado de presión está provisto con un tubo de Bourdon con un rango de presión de 1000 psi.

• El punto fijo para la presión del separador es 400 psi.

Recomendaciones para fijar la presión de separación.

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

• La presión de calibración de la válvula de seguridad en relación con la presión de trabajo máxima del separador.

• Las condiciones de flujo crítico aguas arriba.

• El valor de la presión mínima, necesaria para empujar el crudo fuera del separador hacia los tanques o la línea de producción.

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

Controlador de nivel de crudo

El nivel de la interfase líquido-gas dentro del separador debe mantenerse constante para mantener las condiciones de la separación estables. Una variación en este nivel cambia el volumen de gas y líquido en el separador que a su vez afecta la velocidad y el tiempo de retención de los dos fluidos. El punto fijo inicial para el nivel de líquido-gas depende de la proporción de gas-petróleo (GOR) del efluente del pozo.

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

• Si el GOR es bajo, más 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: más o menos 6 pulgadas de la línea mediana del separador. Como pauta, el nivel se fija inicialmente en la línea del centro y los ajustes se hacen según el GOR.

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Fig. 39 Niveles de Fluido dentro del Separador

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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 válvula de control que regula el nivel de crudo. Este controlador actúa sobre una de las dos válvulas de regulación de la salida de crudo: una de grande y una de pequeño diámetro que se encuentran montadas en paralelo. El sistema permite la regulación de un rango de caudales amplio, limitado solamente por la capacidad del separador.

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

Fig. 43 Controladora de Nivel

Para propósitos de seguridad, las válvulas de control en la salida de aceite están normalmente cerradas. Si por cualquier razón el suministro de aire a estas válvulas se corta, este problema debe descubrirse lo suficientemente rápido para impedir el "retorno" de crudo en el separador. La acumulación de crudo en el separador puede provocar su salida a través de la línea de gas. Recíprocamente, si las válvulas de la línea de líquido estuvieran abiertas, el crudo podría fluir sin control hacia los tanques y cuando el nivel haya desaparecido, el gas seria mandado a los tanques o a la línea de producción.

La diagrama "Oil Level Controller” muestra un modelo simple de controlador de nivel de crudo. En ese sistema simple, la válvula esta completamente abierta o cerrada, haciendo que el nivel de crudo en el separador esté fluctuando siempre entre un nivel mínimo y máximo.

El controlador de nivel montado en el separador es más 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 válvula, asegurando una regulación suave del nivel.