MANUAL DE OPERACIONES SERTECPET.pdf

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SERTECPET CIA. LTDA.

INDICE.

CAPITULO I:

PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS

ORIGEN DEL PETROLEO

MADURACION

ROCA FUENTE

ROCA ALMACENADORA

ROCA SELLO

TRAMPAS

TIPOS DE TRAMPAS

TRAMPAS ESTRUCTURALES

TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS

CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN

CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMIENTO DE

YACIMIENTO DE

CRUDO

COMPLETACION TIPICA DE UN POZO COMPLETADO PARA

PRODUCCION CON BOMBEO HIDRAULICO

PRESIONES DEL YACIMIENTO

– –

INDICE DE PRODUCTIVIDAD

PROPIEDADES

PROPIEDADES DE

DE LA

LA ROCA

ROCA

INTERFACES

MECANISMOS DE EMPUJE

CORRELACIONES

CAPITULO II:

PRINCIPIOS BASICOS DE HIDRAULICA

PROPIEDADES DE LOS FLUIDOS

ECUACION FUNDAMENTAL DE PRESION

PRINCIPIO DE ARQUIMIDES

HIDROSTATICA

CUERPOS SUMERGIDOS

NIVEL DE TANQUES ALTURA DE PIERNA HIDRAULICA

DINAMICA DE FLUIDOS

ECUACION DE LA CONTINUIDAD

VELOCIDAD EN TUBERIAS

(2)

(3)

FLUJOS Y PÉRDIDAS EN TUBERIAS

ECUACION DE BERNOULLI

EFECTO VENTURI

VELOCIDADES EN TUBERIA FLUJO ANULAR

CAPITULO III

INTRODUCCION AL BOMBEO HIDRAULICO.

DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO

SISTEMA DE LEVANTAMIENTO HIDRAULICO CON BOMBA

JET CLAW

COMPLETACION TIPICA DE POZO PARA BOMBEO

HIDRAULICO

BOMBEO HIDRAULICO CON JET CLAW

TEORIA DE FUNCINAMIENTO DE BOMBA JET

TEORIA DE FUNCINAMIENTO DE BOMBA JET CLAW

CLAW

NOMENCLATURA DE BOMBA JET CLAW

BOMBA JET CLAW REVERSA

BOMBA JET CLAW DIRECTA

OBSERVACIONES DE OPERACIÓN DE BOMBA JET

OBSERVACIONES DE OPERACIÓN DE BOMBA JET CLAW

CLAW

DAÑOS MAS FRECUENTES EN LAS BOMAS JET CLAW

CAPITULO IV

PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES

PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS

MEDIDAS Y TOLERANCIAS DE EQUIPOS

PROCEDIMIENTO DE OPERACIÓN ASENTAMINETO Y

DESASENTAMIENTO DE EMPACADURAS (PACKERS)

REPARACION E INSPECCION DE EMPACADURAS

ESPECIFICACIONES DE EMPACADURAS

TIPOS DE COMPLETACIONES

PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCION DE

POZOS CON BOMBA JET

POZOS CON BOMBA JET CLAW

CLAW

PROCEDIMIENTO DE CAMBIO DE BOMBA JET CLAW

PROCEDIMIENTO DE OPERACIONES DE UNIDADES DE

BOMBEO MTU.

CARACTERISTICAS TECNICAS

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DESCRIPCION DE PARTES

MOTOR DIESEL

SISTEMA DE ADMISION Y ESCAPE

SISTEMA DE ALIMENTACION DE COMBUSTIBLE

SISTEMA DE LUBRICACION

SISTEMA DE ENFRIAMIENTO Y REFRIGERACION

SISTEMA DE ENCENDIDO

PROGRAMACION DE MANTENIMEINTO DE UNIDADES

PROGRAMACION DE MANTENIMEINTO DE UNIDADES MTU.

MTU.

ESPECIFICACIONES DE PARTES

BOMBA QUINTUPLEX 300 Q-5H

REDUCTOR DE VELOCIDADES

FLUID END

CAJA DE VELOCIDADES

SEPARDOR DE PRUEBA

BOMBA BUSTER

PROCEDIMEINTO DE REPARACION DE FALLAS EN

UNIDADES MTU.

PROGRAMACION DE MEMORY GAUGES

CAPITULO I CAPITULO I

PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS PRINCIPIOS BASICOS DE INGENIERIA DE PETROLEOS

ORIGEN DEL PETROLEO ORIGEN DEL PETROLEO

Contrario a las creencias populares, el petróleo NO PROVIENE de los dinosaurios. Contrario a las creencias populares, el petróleo NO PROVIENE de los dinosaurios. Nuevas teorías apuntan a que el petróleo se formó

Nuevas teorías apuntan a que el petróleo se formó a partir dea partir de organismos unicelularesorganismos unicelulares que al morir se depositaron en el fondo de los mares, ríos o

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En realidad fueron necesarias millones y millones de estas criaturas muertas para formar gruesas capas de sedimentos orgánicos, que posteriormente se madurarán en petróleo.

MADURACION

Durante miles de años, capas de lodo y sedimentos orgánicos (organismos muertos) se fueron apilando poco a poco en el fondo del océano, a tal punto que pueden tener hasta varios kilómetros de profundidad.

Las capas más recientes fueron enterrando cada vez más a las capas más antiguas, sometiéndolas a mayor presión y temperatura.

Después de miles y miles de años y con la ayuda de algunas reacciones químicas, la capa de sedimentos orgánicos que ha sido enterrada, se convierte en roca. A esta roca se le llama roca fuente y es de donde proviene el crudo.

Hoy en día se cree que el petróleo proviene de organismos unicelulares

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ROCA FUENTE:

La roca fuente más común es la black shale (loza negra), y se forma a partir de los

depósitos orgánicos enterrados.

Para formar la roca se requiere de mucho tiempo, presión y temperatura. Entre más profundo esté la capa, mayor es la temperatura.

Para generar crudo, la temperatura de la capa debe estar entre los 65 ºC y 150 ºC. Si la temperatura supera este rango, el crudo se convierte en gas natural

Este rango de temperaturas se da entre los 2.100 y 5.500 metros de profundidad, aproximadamente. A esta zona donde se genera el crudo se le conoce como ventana de crudo (oil window).

La roca fuente produce, más no almacena el crudo. Si no se halla algo donde se pueda almacenar el hidrocarburo, este se dispersará por la tierra y se perderá irremediablemente.

ROCA ALMACENADORA

El crudo formado en la roca fuente no sirve de nada a menos que se acumule en un sitio. La roca almacenadora (reservoir rock ) es una piedra que contiene poros, donde el

crudo llega y es almacenado; funciona de manera similar a una esponja, que absorbe agua en su interior debido a que contiene poros.

La roca almacenadora más común es la piedra arenisca ( sandstone) que contiene

millones de diminutos poros donde el crudo es atrapado.

Formación de las capas de sedimentos Organismos unicelulares muertos

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Otro tipo de roca almacenadora es la piedra caliza (limestone).

Si la roca almacenadora tiene muchos espacios (poros) en su interior, podrá acumular más crudo. A esto se le conoce como porosidad de la roca.

ROCA SELLO

A diferencia de las rocas almacenadoras, las rocas sellantes tienen unos poros tan pequeños, que el crudo no puede pasar a través de ellas. Por lo tanto funcionan como

barreras al paso del fluido (son impermeables). Un ejemplo típico de roca sello es la arcilla.

Las rocas sellantes con la ayuda de un proceso geológico, pueden llegar a formar una trampa,donde el crudo es retenido y forma un yacimiento.

Roca almacenadora

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TRAMPAS

La roca almacenadora acumula crudo, pero no en suficientes cantidades como para traerlo a la superficie. Para que se forme un yacimiento, es necesario que exista una barrera para detener el crudo y acumularlo en grandes cantidades. A esto se le llama

trampa.

Las trampas se pueden formar por deformaciones estructurales (movimiento de las capas al interior de la tierra) o por cambios en la estructura de la roca.

Es importante anotar que el crudo no se encuentra en enormes cavernas al interior de la tierra, sino dentro de rocas sólidas (roca almacenadora) que contienen poros en su interior.

TIPOS DE TRAMPAS

TRAMPAS ESTRUCTURALES

Las trampas formadas por deformación estructural (trampas estructurales), se deben al movimiento de la tierra. Las más importantes son:

Anticlinal

Cuando las capas planas son empujadas hacia arriba y el crudo queda atrapado entre rocas sellantes (rocas no porosas).

Falla Geológica

Se forma por el rompimiento de las capas debido a una falla geológica, la misma donde se originan los terremotos.

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TRAMPAS ESTRATIGRAFICAS

Son las trampas formadas por cambios en la estructura de la roca Trampas Estratigráficas (Stratigr aphic traps )

Se debe a los cambios en la estructura de la roca. Una roca que en un lado es arenisca se puede volver arcilla en otro lado, estando dentro de la misma capa en el subsuelo.

CONDICIONES PARA QUE SE FORME UN YACIMINETO DE CRUDO Para que se forme un yacimiento de crudo y/o gas, se deben dar tres cosas:

• Debe haber una roca fuente, que genere el crudo. • Una roca de reserva debe atrapar ese crudo generado. • La roca de reserva debe quedar atrapada en una trampa.

Si alguno de los anteriores procesos llega a faltar, no se puede formar un yacimiento de hidrocarburos.

Ahora, la posibilidad de que estas tres condiciones se cumplan es muy baja. Por lo tanto, encontrar un yacimiento de petróleo requiere - además de rigurosos estudios geológicos - un toque de buena suerte.

PRESIONES DEL YACIMIENTO – INDICE DE PRODUCTIVIDAD

Presión estática de Fondo (P*)

La trampa pinch-out (pinchada) es un tipo de trampa estratigráfica.

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Es la presión que ejercen las rocas en el yacimiento, La presión estática del fluido en un yacimiento es la presión que existe cuando no hay alteraciones mecánicas o de flujo. Dicha presión denota la presión que existe al frente de la formación petrolífera cuando la producción se ha interrumpido por un lapso suficiente de tiempo para permitir la restauración de la presión en el fondo del pozo resultante de la columna de gas y de líquido. Esta presión restaurada es igual a la presión que existe en la zona petrolífera. Por consiguiente, la presión del yacimiento es la presión que existe en condiciones de equilibrio antes o después de que se hayan establecido las operaciones de producción. Presión de fondo fluyente (Pwf)

Es la presión que hace el fluido sobre las paredes del casing. Se mide en frente de las

perforaciones (donde se cañoneó).

Dr aw Down (DD)

Es la resta entre la presión estática de fondo y la presión de fondo fluyendo.

Indice de Productividad (IP)

Es una relación entre el caudal y el DD que indica la capacidad de un pozo para producir. Las unidades son BPD/psi.

Presión de Burbuja (Pb, psi)

Es aquella condición de presión y temperatura a la cual se forma la primera burbuja de gas. A partir de este punto se hace significativa la producción de gas en un pozo productor.

Presión del punto de burbuja (Pb, psi)

Se denota como Pb. Es la presión a la cual la primera burbuja de gas comienza a liberarse del petróleo. También es llamada presión de saturación. Cada yacimiento tiene su presión de burbuja particular. La presión del punto de burbuja se determina en función de la temperatura, la gravedad específica del gas,  _{g, la gravedad específica}

del petróleo,  o, y la cantidad de gas disuelto en el crudo

Gas en solución GOR. SCF/STB.

Se denota como Rs, denominada solubilidad del gas en petróleo, razón de gas disuelto y relación de gas petróleo, RGP (en Ingles GOR).

Se define como la cantidad de gas medida a condiciones de superficie, que se disuelven en un barril de petróleo, también medido a condiciones de superficie, los factores que afectan el GOR en el petróleo son:

Pwf P DD *  DD Caudal IP 

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 La presión, al aumentar la presión, aumenta el GOR.

 La temperatura, al aumentar la temperatura, disminuye el GOR.  El grado API. Al aumentar, aumenta el GOR.

ESQUEMA DE PRESIONES EN LA FORMACION

PROPIEDADES DE LA ROCA POROSIDAD (Ф)

La porosidad indica el porcentaje de la roca de reserva que es hueco , debido a los poros. En otras palabras, indica la cantidad de petróleo que puede almacenar la roca,

respecto a su tamaño.

P*

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Una porosidad del 20% indica que el 20% del volumen de la roca contiene fluidos y el 80% restante es roca sólida.

Si un yacimiento de petróleo tiene muy baja porosidad, el volumen de petróleo no es factible desde el punto de vista económico.

PERMEABILIDAD (K).

La permeabilidad es la facilidad que tiene el crudo para fluir a través de la roca almacenadora. La permeabilidad se mide en milidarcies(md).

Entre más milidarcies tenga la roca almacenadora, más fácil fluye el crudo. Poros

Roc

POROSIDAD CARACTERISTICAS DE LA ROCA

0_– 5 % Despreciable

5_– 10 % Pobre

10_– 15 % Regular 15_– 20 % Buena Más de 20% Excelente

PERMEABILID AD CARACTERISTICAS DE LA ROCA 1_–10 md Aceptable

10 –100 md Buena

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INTERFASES

La roca almacenadora no retiene crudo únicamente. Generalmente se encuentran tres productos dentro de ella: gas, crudo y agua.

Debido a la diferencia de densidades, en la parte superior se acumula el gas, en la del centro el crudo y en la parte más baja se deposita el agua.

Con esto, se forman dos interfases o zonas de contacto:

• Gas - Crudo

 Crudo - Agua

MECANISMOS DE EMPUJE

El mecanismo de empuje es un tipo de energía natural que presuriza el hidrocarburo en el yacimiento, lo que facilita su extracción.

Hay varios tipos de empuje, pero aquí veremos solamente el empuje hidráulico y el de gas.

Rocas sellantes (impermeables) Gas

Crudo

Agua

Yacimiento

Roca almacenadora (porosa) Gas - Crudo

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Empuje hidráulico

El agua por debajo del crudo ejerce un empuje vertical, desplazándolo y ocupando su lugar.

En el oriente Ecuatoriano se produce con este mecanismo de empuje la zona HOLLIN

Empuje de Gas

A medida que el crudo es extraído del yacimiento, el gas se comienza a expandir y empuja el crudo hacia abajo.

En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO. U, T.

Empuje de Gas en Solución

Un tipo de sistema de empuje de reservorio en la que la energía para el transporte y la producción de fluidos en los yacimientos se deriva del gas disuelto en el líquido. Cuando los fluidos del yacimiento entran en el pozo, por el cambio de presión, esto causa la ruptura del gas en solución y crea un flujo consolidado de gas y líquido que ayuda a la producción.

En el oriente Ecuatoriano se produce con este tipo de mecanismo de empuje las zonas NAPO: U, T.

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PROPIEDADES PVT

Consiste en determinar en el laboratorio una serie de propiedades físicas de un fluido en el yacimiento (petróleo, agua o gas) que relacionan presión, volumen y temperatura. Un análisis PVT es costoso y muchas veces se trata de yacimientos viejos que no poseen esta información o muy nuevos que todavía no han sido evaluados. Por estas razones se han desarrollado una serie de ecuaciones o correlaciones empíricas que permitan determinar las propiedades de los fluidos del yacimiento. En general, el PVT se refiere al conjunto de propiedades de volumen medidas a una presión y temperatura determinada.

CORRELACIONES

A continuación se presentan las correlaciones más usadas para el calculo del IPR, en el Software Claw, para los diferentes tipos de crudos producidos en diferentes países con pozos en Producción con bomba Jet Claw.

Correlación de Standing: Fue obtenida en 105 experimentos, utilizando petróleos de California. El promedio de error de la correlación fue aplicado a los datos usados para desarrollar el método y resultó ser 4,8 % a una presión de 106 psi. Los gases involucrados en el desarrollo del método no contenían Hidrógeno ni Sulfuro de Hidrógeno. Alguno de los gases contenía Dióxido de Carbono en cantidades insignificantes. La correlación podrá aplicarse a otros petróleos teniendo en cuenta que las características de los petróleos y el gas sean similares a las usadas para desarrollar el método. Fuera de éste rango se incurre en un margen de error.

Parámetro Rango Pb 130 a 7000 psi TF 100 a 258 °F Rsb 20 a 1.425 pcn/BF API 16.5 a 63.8 γ g 0.59 a 0.95 Presión de burbuja Solubilidad (GOR)

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…Para reservorios Saturados …Para reservorios Subsaturados

Correlación de Vasquez & Beggs: Es una correlación generalmente aplicada, contiene ecuaciones para GOR, Factor volumétrico del petróleo y Compresibilidad del petróleo. Fue desarrollada a partir de 600 análisis PVT de crudos de todo el mundo. Un total de 6004 datos medidos. La exactitud de la correlación es mayor si se divide en rangos de gravedad específica del petróleo (API>30 o API<30)

Parámetro Rango Pb 50 a 5250 psi TF 70 a 295 °F Rsb 20 a 2070 pcn/BF API 16 a 50 γ g 0.56 a 1.18 Presión de burbuja ºAPI<=30 ºAPI>30 C1 0.0362 0.0178 C2 1.0937 1.1870 C3 25.7240 23.9310 Solubilidad (GOR)

Los coeficientes C1, C2 y C3 son los mismos utilizados en Pb. Factor Volumétrico del petróleo (βo)

API ≤ 30 API > 30

C1 = 4.68E-04 C1 = 4.67E-04

C2 = 1.75E-05 C2 = 1.10E-05

C3 = -1.81E-08 C3 = 1.34E-09

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Correlación de Al-Marhoun: Contiene ecuaciones para estimar la Presión de burbuja, GOR y Factor volumétrico del petróleo para Crudos de Arabia Saudita. Se utilizó 75 análisis PVT de muestras de fondo de 62 yacimientos, de Crudos de Arabia Saudita. El autor afirma que las correlaciones deberían ser válidas para todos los tipos de mezclas de gas-petróleo que comparten propiedades similares a los utilizados en la derivación. Según el autor, el promedio de los errores y las desviaciones estándar fueron menores con la correlación de Al-Marhoun que con las correlaciones de Standing y Glaso para los crudos de Arabia Saudita. Error promedio relativo 0.03%.

Pb 139 a 3513 psi TF 74 a 240 °F Rsb 20 a 1602 pcn/BF API 14.3 A 44.6 γ g 0.752 a 1.367 Presión de burbuja Solubilidad (GOR)

Factor Volumétrico del petróleo (βo)

Correlación de Petrosky – Farshad: Esta correlación contiene ecuaciones para estimar

la Presión de burbuja, GOR, Factor volumétrico del petróleo y compresibilidad del petróleo para Crudos del Golfo de México. La correlación fue desarrollada con

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Los autores afirman que estas correlaciones proporcionar mejores resultados que otras correlaciones para el Golfo de México, incluidos los publicados por Standing, Vásquez & Beggs, Glaso y Al-Marhoun.

Pb 1574 a 6523 psi TF 114 a 288 °F Rsb 217 a 1406 pcn/BF API 16.3_– 45 γ g 0.578 a 0.852 Presión de burbuja Solubilidad (GOR)

Factor Volumétrico del petróleo (βo)

….Para

reservorios Saturados

…………..Para reservorios Subsaturados

Compresibilidad del petróleo (co)

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….Para reservorios Subsaturados

CAPITULO II

CONCEPTOS BASICOS DE HIDRAULICA

El conocimiento de los principios fundamentales que rigen y describen el comportamiento de los diversos fluidos en su estado estático o en movimiento, son de vital importancia en el desarrollo de procesos relacionados con la industria petrolera. La mecánica de fluidos estudia los fluidos tanto en estado de equilibrio (hidrostática), como en movimiento (hidrodinámica). Los fluidos desempeñan un interés excepcional en la ingeniería, ya que miles de procesos los involucran constantemente.

Propiedades de los Fluidos:

Un fluido es una sustancia que se mueve o desplaza cuando recibe fuerzas de corte. Los fluidos se clasifican en líquidos y gases.

Líquido

Fluido sometido a fuerzas intermoleculares que lo mantienen unido de tal manera que su volumen es definido pero su forma no. Ligeramente compresible y su densidad no varia casi con temperatura y la presión.

Gas

Fluido que consta de partículas en movimiento que chocan entre sí y tratan de dispersarse de tal manera que No tienen forma ni volumen definido y llenará completamente cualquier recipiente en el que se coloque.

Los gases son compresibles y su densidad varia con temperatura y presión.

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Densidad (ρ):

La densidad de una sustancia se define como el cociente de su masa entre el volumen que ocupa.

La unidad de medida en el Sistema Internacional es kg/m3. También se utiliza en g/cm3 y Lb masa/ft3 para el sistema Inglés.

agua= 62,37 Lb masa/ft3

Presión (P):

Se define como un esfuerzo por unidad de área. La presión de un fluido se transmite con igual intensidad en todas las direcciones.

Gas

Sustancia Densidad (g/cm3) Sustancia Densidad (g/cm3)

Aceite

0.8-0.9

Bromo

3.12 cido

sulfúrico

1.83 Gasolina 0.68-0.72

Agua

1.0 Glicerina

1.26 Agua de

mar

1.01-1.03 Mercurio

13.55 Alcohol

etílico

0.79 Tolueno

0.866

volumen masa ρ 

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La unidad de medida en el Sistema Internacional es el Pascal (Pa). El sistema inglés usa el PSI (Lbs/pulg2)

Temperatura (T):

La temperatura es una medida de la energía térmica o grado de calor que posee un cuerpo.

La unidad de medida en el Sistema Internacional son los grados centígrados (°C). El sistema americano utiliza los grados Fahrenheit (°F).

Temperatura estándar = 60 °F Peso Específico (P.E.):

Es una relación entre el peso de una sustancia y el volumen que ocupa (no confundir peso con masa).

Sus unidades son Libras por pie cúbico [Lb/ft3].

IMPORTANTE.- La densidad es la relación entre masa y volumen. El peso específico es la relación entre peso y volumen. Recuerde que gramos o Kilogramos son MASA, no peso

Gravedad Específica (γ):

La densidad relativa o Gravedad especifica (G.E o ) es un número adimensional que

expresa la relación del peso del cuerpo al peso de un volumen igual de una sustancia que se toma como referencia.

Para líquidos tomamos como referencia el agua y para gases tomamos al aire a 14.7 psi de presión y 60ºF de temperatura.

G.E agua= 1,0

Fuerzas actuando sobre

cuerpo sumergido y sobre

paredes del recipiente.

A F área fuerza P   32 * 5 9 ₀ 0   C F Volumen Peso E P .  sustancia volumen mismo el en agua del Masa volumen un en la de Masa E G.  sustancia

(22)

Tensión Superficial:

Una molécula en el interior de un liquido esta sometida a la acción de fuerzas atractivas en todas las direcciones siendo la resultante nula, pero si la molécula está en la superficie sufre la acción de un conjunto de fuerzas de cohesión superficial llamada tensión superficial.

Un zancudo puede pararse en el agua debido a que su presión no vence la tensión superficial. La tensión superficial en una gota de agua es la que mantiene su forma. Viscosidad:

Es la medida de la resistencia de una sustancia a fluir; a mayor viscosidad es más difícil que fluya. Depende del tipo de fluido, temperatura y presión. La Viscosidad disminuye al aumentar la temperatura pero no se ve afectada apreciablemente con el cambio de presión.

• Viscosidad Absoluta o dinámica (µ) :

Expresa el grado de resistencia al flujo. Sus unidades son: [N*Seg/m2] (Sistema Internacional)), CentiPoises (Cp) (API).

1 N*Seg/m2 = 1000 Cp

• Viscosidad Cinemática (

Expresa el cociente entre viscosidad absoluta y densidad del fluido.

= Viscosidad absoluta/Densidad del fluido.

[m2/seg] (Sistema Internacional), CentiStokes (cSt) (API).

1 m2/seg = 1’000.000 cSt

µ agua= 1,0 Centipoise a 60 °F µ kerosene= 6,5 Centipoise a 100 °F

Ecuación Fundamental:

La estática de los fluidos afirma que la presión depende únicamente de la profundidad. Cualquier aumento de presión en la superficie se propaga por todo el fluido. Sustancia Densidad (kg/m3) G.E Agua 1000 1 Aceite 900 0.9 Alcohol 790 0.79 Glicerina 1260 1.26 Mercurio 13550 13.55 ):

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Variación de presión con profundidad:

Considerando una porción de fluido y teniendo en cuenta que se encuentra en equilibrio debido a:

• El peso, que es igual al producto de la densidad del fluido, por su volumen y por la intensidad de la gravedad

• La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara inferior. • La fuerza que ejerce el fluido sobre su cara superiorr.

Si el punto está a una profundidad h. Po es la presión en la superficie del fluido (la presión atmosférica) y p la presión a la profundidad h. Tenemos:

Donde:

[Kg/m3] P[Pascal]

g [m/Seg2] h [m] Presión Atmosférica:

Para medir la presión atmosférica, Torricelli empleó un tubo largo cerrado por uno de sus extremos, lo llenó de mercurio y le dio la vuelta sobre una vasija de mercurio.

El mercurio ascendió hasta una altura h=0.76 m al nivel del mar. Dado que el extremo cerrado del tubo se encuentra casi al vacío Po=0, y sabiendo la densidad del mercurio es 13.55 g/cm3 ó 13550 kg/m3 la presión atmosférica es:

Patm= rgh= 13550*9,81*0,76 = 101023 Pa A F P  gh P P  ₀ 

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Patm= 14,7 Psi en unidades Petroleras (API).

Principio de Arquímedes:

El principio de Arquímedes afirma que todo cuerpo sumergido en un fluido experimenta un empuje vertical y hacia arriba igual al peso del fluido desalojado. La explicación del principio de Arquímedes consta de dos partes como se indica en las figuras

El estudio de las fuerzas sobre una porción de fluido en equilibrio con el resto del fluido.

La sustitución de dicha porción de fluido por un cuerpo sólido de la misma forma y dimensiones.

Donde: [Kg/m3] g [m/Seg2] V [m3] Empuje [N]

Hidrostática:

Estudio de las condiciones de equilibrio de los líquidos y las presiones que estos ejercen. Es un estado en el cual cada partícula fluida permanece en reposo o no tiene movimiento relativo respecto a las otras partículas.

La presión estática es: h P0=0 

[Kg/m

3

] g [9.8 m/Seg

2

]

h [m]

P [Pascal]

gh

P

_{ 0}   g V

(25)

En unidades petroleras y reemplazando la densidad por la gravedad específica del fluido En unidades petroleras y reemplazando la densidad por la gravedad específica del fluido tenemos:

tenemos:

También podemos determinar la G.E del crudo en

También podemos determinar la G.E del crudo en relación de su gravedad API:relación de su gravedad API:

Y podemos determinar la gravedad especifica de una mezcla dependiendo del Y podemos determinar la gravedad especifica de una mezcla dependiendo del porcentaje de

porcentaje de cada cada fluido. fluido. Para Para una una mezcla mezcla de de las las sustancias A sustancias A (agua) (agua) y y B B (crudo) (crudo) enen cierto porcentaje tenemos:

cierto porcentaje tenemos: A:

A: 20% 20% B: B: 80%80% G.EA:

G.EA: 1.0 1.0 G.EB: G.EB: 0.88 0.88 Po Po = = P. P. AtmosféricaAtmosférica G.EMezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8

G.EMezcla= G.EA*0.2 + G.EB*0.8 G.Emezcla=

G.Emezcla= 1.0*0.2+0.881.0*0.2+0.88*0.8*0.8 G.Emezcla=

G.Emezcla= 0.904 0.904 CRUDOCRUDO

AGUA AGUA

Es importante recordar que la presión hidrostática

Es importante recordar que la presión hidrostática depende de la altura de la columnadepende de la altura de la columna del fluido y no del área o del

del fluido y no del área o del diámetro del recipiente que lo contengadiámetro del recipiente que lo contenga.. (G.Ecrudo=0.88 G.Eagua=1.0)

(G.Ecrudo=0.88 G.Eagua=1.0) En el punto C:

En el punto C:

Pc= Po= Patmosferica =

Pc= Po= Patmosferica = 14.7 Psi14.7 Psi En el punto B:

En el punto B:

PB= Pc+ presión de la columna de crudo PB= Pc+ presión de la columna de crudo PB=

PB= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudPatmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudoo PB= 14.7 + 0.433*0.88*5 = 14.7 + 1.9 =

PB= 14.7 + 0.433*0.88*5 = 14.7 + 1.9 = 16.6 Psi16.6 Psi En el punto A:

En el punto A:

PA= Pc+ presión de la

PA= Pc+ presión de la columna de crudo + presión columna de agua.columna de crudo + presión columna de agua. PA= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo +

PA= Patmosferica+ 0.433*G.Ecrudo*hcrudo + 0.433* G.Eagua*hagua0.433* G.Eagua*hagua PA= 14.7 + 0.433*0.88*5 + 0.433*1.0*8 =

PA= 14.7 + 0.433*0.88*5 + 0.433*1.0*8 = 20.1 Psi20.1 Psi

h h E E G G P P P P  _{0 }₀00,,433433** .. _fluido_fluido**

PP

oo

[psia]

[psia] h

h [pies]

[pies] P

P [psia]

[psia]

5 5 ,, 131 131 .. 5 5 ,, 141 141     crudo crudo E E G G AP API I  

(26)

La presión total que actúa sobre el punto A

La presión total que actúa sobre el punto A es la suma de todas las presioneses la suma de todas las presiones correspondientes a cada una de las columnas de fluidos mas la presión ejercida por la correspondientes a cada una de las columnas de fluidos mas la presión ejercida por la atmósfera debido a que es un

atmósfera debido a que es un recipiente abierto.recipiente abierto. Po Po = = P. P. AtmosféricaAtmosférica Punto C Punto C Crudo = 5 FT. Crudo = 5 FT. Punto B Punto B Agua = 8 FT. Agua = 8 FT. Punto A Punto A Cuerpos sumergidos: Cuerpos sumergidos:

Como describe el principio de Arquímedes todo cuerpo sumergido experimentará una Como describe el principio de Arquímedes todo cuerpo sumergido experimentará una fuerza de empuje vertical ascendente

fuerza de empuje vertical ascendente igual al peso del fluido desalojado igual al peso del fluido desalojado. En el. En el siguiente ejemplo se observa la variación del peso de un objeto al sumergirse en un siguiente ejemplo se observa la variación del peso de un objeto al sumergirse en un fluido.

fluido.

EJEMPLO:

EJEMPLO: El peso de un objeto sumergido (largo=40cm, ancho=20cm, alto=20cm) El peso de un objeto sumergido (largo=40cm, ancho=20cm, alto=20cm) en agua es 50 N, ¿cuánto pesará en el aire?

en agua es 50 N, ¿cuánto pesará en el aire?

Volumen del cuerpo = 0,2m*0,2m*0,4m = 0,016m3. Volumen del cuerpo = 0,2m*0,2m*0,4m = 0,016m3.

Volumen de fluido desalojado = 0,016m3. Volumen de fluido desalojado = 0,016m3. Densidad del fluido(agua) = 1000 Kg/m3. Densidad del fluido(agua) = 1000 Kg/m3.

Masa desalojada = Densidad*Volumen= 1000*0,016 = 16 Kg Masa desalojada = Densidad*Volumen= 1000*0,016 = 16 Kg

Fuerza de empuje (Fe)= m*g = 16*9,8 =

Fuerza de empuje (Fe)= m*g = 16*9,8 = 157 N.157 N. Como el bloque se encuentra en equilibrio

Como el bloque se encuentra en equilibrio se cumple que:se cumple que: Tensión + Fuerza de empuje (Fe) = W

Tensión + Fuerza de empuje (Fe) = W(peso)(peso) 50 N + 157 N = W

50 N + 157 N = W W(peso) = 207 N. W(peso) = 207 N. Es decir que el objeto realmente

Es decir que el objeto realmente pesa 207 Npesa 207 N pero al sumergirlo en agua pero al sumergirlo en agua pesa pesa solo solo 50 50 NN..

Niveles en tanques: Niveles en tanques:

Si analizamos la presión ejercida

Si analizamos la presión ejercida sobre la línea rojasobre la línea roja observamos que la presión que observamos que la presión que ejerce la columna de fluidos dentro del tanque (agua y crudo)

ejerce la columna de fluidos dentro del tanque (agua y crudo) debe ser igualdebe ser igual a la a la presión ejercida

(27)

Aplicando las leyes de la Hidrostática y teniendo en cuenta que las

Aplicando las leyes de la Hidrostática y teniendo en cuenta que las dos columnas sedos columnas se encuentran en equilibrio

encuentran en equilibrio decimos que: decimos que: Para un crudo 29,4 API.

Para un crudo 29,4 API. G.Eagua = 1,0 G.Eagua = 1,0 G.Ecrudo = 0,88 G.Ecrudo = 0,88

0,433*G.Ecrud

0,433*G.Ecrudo*hcrudo + o*hcrudo + 0,433* G.Eagua*hagua = 0,433* G.Eagua*hagua = 0,433*G.Eag0,433*G.Eagua*hpiernaua*hpierna 0,433*[G.Ecrudo

0,433*[G.Ecrudo*hcrudo + *hcrudo + G.Eagua*hagG.Eagua*hagua] ua] = = 0,433*[G.Eagu0,433*[G.Eagua*hpierna]a*hpierna] hpierna = [

hpierna = [G.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*haguaG.Ecrudo*hcrudo + G.Eagua*hagua]/ ]/ G.EaguaG.Eagua Reemplazando para este caso:

Reemplazando para este caso: hpierna = [0,88*10 + 1,0*28]/1,0 hpierna = [0,88*10 + 1,0*28]/1,0 hpierna = 36,8 pies. hpierna = 36,8 pies. Dinámica de fluidos: Dinámica de fluidos:

La dinámica estudia el movimiento de los fluidos. Se basan generalmente en la La dinámica estudia el movimiento de los fluidos. Se basan generalmente en la mecánica de fluidos, leyes de conservación de la masa y ley de conservación de la mecánica de fluidos, leyes de conservación de la masa y ley de conservación de la energía.

energía.

Dos recipientes de áreas A1 y A2 están comunicados por un tubo de sección S Dos recipientes de áreas A1 y A2 están comunicados por un tubo de sección S inicialmente cerrado. Si las alturas iniciales de fluido en los recipientes h1 y h2 son inicialmente cerrado. Si las alturas iniciales de fluido en los recipientes h1 y h2 son distintas, al abrir el tubo de comunicación, el fluido pasa de un recipiente al otro hasta distintas, al abrir el tubo de comunicación, el fluido pasa de un recipiente al otro hasta que las alturas del fluido se igualan.

que las alturas del fluido se igualan.

H

pierna pierna

hh

aguaagua

H

crudocrudo 10´ 10´ 28´ 28´

(28)

Ecuación de continuidad:

Esta ecuación es consecuencia del principio de conservación de la masa, es decir la masa que atraviesa cualquier sección de una corriente de fluido por unidad de tiempo es constante.

El Caudal (Q) se define como Área transversal por velocidad:

Las unidades del caudal son m3/seg (Sistema Internacional) y ft3/seg (API).

Como en una tubería todo el líquido que entra debe salir (Caudal constante) la ecuación de continuidad establece que:

A [ft2] V [ft/Seg] Q [ft3/Seg]

En la figura, el área de entrada de la tubería es el doble que la de salida pero la velocidad del fluido en la salida dos veces mayor que en la entrada.

Velocidades en tuberías:

Movimiento de fluido mediante vaso comunicante

V A Q * Q V A V A₁* ₁  ₂* ₂ 

(29)

Conociendo el flujo (Q) en Barriles por día y el diámetro de la tubería (d), aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo tenemos:

V [pies/seg] Q [BPD] d [pulg]

Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.

Si un pozo produce 1000 BPD (barriles por día) de fluido por medio de una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:

Flujos y pérdidas de fricción en tuberías:

El flujo (laminar o turbulento) lo determina principalmente la velocidad del fluido y el tamaño del conducto o tubería; a medida que la velocidad aumenta el flujo cambia de laminar a turbulento.

Se calcula un indicador adimensional (número de Reynolds, Re) si el valor es menor a 2100 el flujo es laminar, de lo contrario es turbulento.

Las unidades deben ser API (ft, lbs, etc..).

Se debe evitar el flujo turbulento porque incrementa los efectos de desgaste, erosión, y deterioro de tuberías, bombas y accesorios, sobre todo si el fluido arrastra partículas abrasivas como arenas y sólidos en suspensión.

Dependiendo del tipo de flujo, diámetro de tubería, rugosidad del material, tipo de fluido, propiedades del fluido, caudal, temperatura, y muchos otros factores, existen tablas para determinar las perdidas por fricción cuando el fluido se encuentra en movimiento. Ecuación de Bernoulli: 2 * 01192 , 0 d Q V  _Q d S

Laminar

Turbulento

seg pies V 1,324 / 3 1000 * 01192 , 0 2     *V *D Re

(30)

En la gráfica se observan los cambios energéticos que ocurren en la porción de fluido señalada en color amarillo, cuando se desplaza a lo largo de la tubería. En la figura, se señala la situación inicial y se compara la situación final después de un tiempo Dt.

Asumiendo un fluido incompresible y que las perdidas de energía por fricción son despreciables podemos realizar el balance de energía y masa.

El fluido experimenta cambios de altura (energía potencial), cambios de velocidad debido al cambio en el diámetro de la tubería (energía cinética). También se cumple que la masa que entra es igual a la que sale (conservación de la masa).

Donde: P [psi]; [LBU/ft3] ; g [ft/seg2] ; V [ft/seg] ; y [ft]

Efecto Venturi (Medida de flujo):

Por medio de diferentes leyes se desarrolla este dispositivo que relaciona la diferencia de presión medida en cada extremo de la tubería y basado en esta diferencia calcula la velocidad del fluido y por consiguiente el flujo o caudal.

Velocidad menor Velocidad mayor

2 2 2 2 2 1 1 1 2 1 2 1 V gy P V gy P         

Balance de energía de Bernoulli

(31)

Presión mayor Presión menor

P [Pa] [kg/m3] A [m2] Q [m3/seg]

El venturi es un tubo con un Área de entrada mayor al de salida. Todo el caudal que entra es el mismo que sale.

Cuando pasa un fluido, en el Area 1 hay más presión pero menos velocidad. En el Area 2 ocurre lo contrario.

La diferencia de presiones es proporcional a la velocidad y al caudal. Efecto Venturi (Medida de flujo):

Se tiene un flujo de agua a través de una tubería de 40 cm de diámetro que luego reduce a 10 cm de diámetro. La diferencia de presión es de 1275 Pa (P2-P1).

Determinar las velocidades del fluido en cada diámetro y calcular el caudal (Q) en BPD. A1 = 3,1416 * (0,2)2 = 0,1256 m2

A2 = 3,1416 * (0,05)2 = 0,0078 m2

agua = 1000 kg/m3.

Q = 0,1248 m3/seg

0,1248 x 53247 Factor de cambio de unidades Q = 6837 BPD

Velocidades en tuberías (flujo anular):

) ( ) ( 2 2 2 2 1 2 1 2 1 A A P P A A Q      ) ( ) ( 2 2 2 2 1 2 1 2 1 A A P P A A Q     

(32)

Se habla de flujo anular cuando el fluido es conducido por el espacio existente entre las dos tuberías, espacio que se observa en la figura en color amarillo.

Para este caso el área transversal efectiva de flujo es el área de la tubería exterior menos el área de la tubería interior.

Conociendo el flujo(Q) en Barriles por día y el diámetro de las tuberías (d1 y d2), aplicando Q=V*S y pasando a unidades usadas en el campo, podemos calcular la velocidad del fluido.

V [pies/seg] Q [BPD] d [pulg] Así podemos calcular la velocidad lineal del fluido en pies/segundo.

Si un pozo produce 3000 BPD(barriles por día) de fluido por el espacio anular existente

entre una tubería(casing) de 7’’ y una tubería de 3 pulgadas, la velocidad del fluido será:

Formula para calcular el tiempo de llenado de fluido que falta por llenarse en el pozo: Flujo anular Q d1

Tubería externa

Tubería interna _d2 2 2 ₂ 1 * 01192 , 0 d d Q V _flujo   2 2 ₂ 1 * 01192 , 0 d d Q V _flujo   seg pies anular el en fluido del Velocidad seg pies V _flujo 89 , 0 89 , 0 3 7 3000 * 01192 , 0 2 2    





QInyeccion h d d 1 2 * * 40 , 1 tiempo 2 minutos  

(33)

Donde: Q = Caudal de Inyección BFPD d 1= ID anular PULG.

d 2= OD. Tubing pulg.

CAPITULO III

DEFINICION DEL SISTEMA DE BOMBEO HIDRAULICO.

El principio fundamental aplicado para bombeo hidráulico en subsuelo es la “Ley de Pascal” “La presión aplicada sobre cualquier punto de un líquido contenido se

transmite, con igual intensidad, a cada porción del fluido y las paredes del recipiente

que lo contiene”.

La aplicación de este principio permite trasmitir presión desde un equipo de bombeo centralizado o individual en la superficie a través de una tubería llena de líquido, hasta cualquier número de pozos petroleros.

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba Jet Claw tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.

SISTEMA DE LEVEANTAMINETO HIDRAULICO CON BOMBA JET CLAW. Cuando la presión del yacimiento no es suficiente para producir a flujo natural se debe evaluar las facilidades de producción y fondo para poner en producción el pozo con el sistema de levantamiento artificial hidráulico con bomba Jet Claw.

A continuación se detalla BHA de prueba para producción por bombeo hidráulico. COMPLETACION TIPICA DE UN POZO PETROLERO PARA BOMBEO

(34)

DESCRIPCION DE PARTES DEL ESQUEMA:

TUBING.-Tubería que en este sistema de levantamiento artificial permite la inyección de fluido motriz o es utilizada como tubería de producción, dependiendo del tipo de bomba Jet Claw a utilizarse que puede ser convencional (directa) o reversa.

CASING.- Tubería de revestimiento que en este tipo de levantamiento nos puede servir como tubería de producción o inyección de fluido motriz, dependiendo igual del tipo de bomba Jet a utilizarse.

CASING TUBING CAMISA BOMBA JET EMPACADURA FORMACIÓN

(35)

CAMISA.-En el medio se la conoce como camisa de circulación Sliding Sleeve tipo

“L”, es utilizada como alojamiento de la bomba Jet Claw, de acuerdo a la posición del

clousing sleeve cerrado abierto permite realizar diferentes operaciones en el fondo del pozo y en la bajada de los BHA de prueba.

BOMBAJET.-Bomba Jet Claw que permite la producción del pozo, mas adelante en este documento se ampliara su definición.

EMPACADURA DE PRUEBA.- Es conocida también con el nombre de packer de prueba, que permite el aislamiento de la zona de producción.

FORMACION.- Zona productora de petróleo

BOMBEO HIDRÁULICO TIPO JET TEORÍA GENERAL

Es un tipo especial de bombas de subsuelo hidráulica, no emplea partes móviles, su principio de funcionamiento se basa en la transferencia de energía entre el fluido de inyección y fluido producido, cuando el fluido inyectado atraviesa el nozzle en el fondo del pozo, se produce la transformación de energía potencial en energía cinética (principio de venturi) lo que finalmente causa la producción del fluido del pozo.

La ausencia de partes móviles estrechamente ajustadas permite a la bomba jet tolerar fluidos de producción y motriz abrasivos y corrosivos que para el caso de otros sistemas el levantamiento artificial son limitaciones importantes.

Otra ventaja de las bombas jet es la solidez de la sección de trabajo, que hace que pueda adaptarse a casi cualquier completación de fondo de pozo, frecuentemente se pueden obtener tasas de producción más altas que con las bombas de pistón, por lo que se recomienda su uso en pozos con altos IP, así como también en pozos con presencia de escala, producción de gas y presencia de arena.

TEORÍA DEL FUNCIONAMIENTO DE LA BOMBA JET

Los caudales de producción y fluido motriz en las bombas jet se controlan mediante una configuración de nozzle y garganta “venturi “. Diferentes configuraciones geométricas

(áreas internas de nozzle y garganta) permiten manejar diferentes caudales de inyección y producción.

(36)

El fluido motriz se bombea a un caudal determinado (Q1) hasta la bomba jet en el subsuelo, donde llega al nozzle con una presión total que se designa como (P1). Este fluido a presión alta se dirige, entonces, a través del nozzle, lo que hace que la corriente de fluido tenga alta velocidad y baja presión.

La presión baja (P3) llamada presión de succión permite que los fluidos del pozo entren en la bomba y se descargan por el casing el caudal de producción deseado (Q3).

Entonces el fluido motriz arrastra al fluido del pozo por efectos de la alta velocidad, estos dos fluidos llegan hasta la sección de área constante en donde se mezclan, en este punto se mantiene la velocidad y la presión constante.

Cuando los fluidos mezclados llegan al final de esta sección constante, al iniciar el cambio de áreas en el difusor tenemos que la velocidad va disminuyendo a medida que aumenta el área y la presión se incrementa.

Esta alta presión de descarga (P2) debe ser suficiente para levantar la mezcla de fluido de inyección (Q1) y producción (Q2) hasta la superficie.

Las partes importantes de la bomba jet es el nozzle y la garganta y sus correspondientes áreas internas de trabajo correspondientes (AN), (AT).. El área interna de cada una de ellas determina el rendimiento de la bomba.

El valor de la relación de estas áreas AN/AT deberá estar comprendido entre el 25 @ 30% de esta relación adimensional.

El volumen de fluido motriz utilizando será proporcional al tamaño de la boquilla.

El área en la bomba debe dar paso al caudal de producción en el espacio anular entre la boquilla y la garganta. Las características de la bomba en cuanto a la cavitación responden sensiblemente a esta área. En fig # 01 se muestra la nomenclatura de la bomba jet.

NOMENCLATURA DE BOMBA

JET.-La nomenclatura utilizada para la identificación del tamaño y capacidad de cada una de las bombas esta en base al siguiente criterio:

(37)

El nozzle se lo denominara con un Número (# 10) La garganta se la denominara con una letra ( J )

DESCRIPCION DE PARTES Y PIEZAS BOMBA JET CLAW ® REVERSA:

La bomba Jet Claw® Reversa se utiliza frecuentemente para la obtención de los datos del yacimiento en forma instantánea, por cuanto es necesario solamente desplazar los fluidos que se encuentran en el tubing, para que inmediatamente se obtenga el fluido de formación. Esta bomba se aloja en una camisa deslizable, es desplazada y recuperada hidráulicamente a través del tubing.

En este tipo de levantamiento artificial, el fluido motriz es inyectado por el espacio anular, y la producción más la inyección retornan por el tubing.

6 0,0086

F

0,0215

7 0,0111

G

0,0278

8 0,0144

H

0,0359

9 0.0159

I

0,0464

10 0.0175

J

0.0526

11 0,0310

K

0,0774

BOMBA

10 J

(38)

En la evaluación de pozos es muy utilizada cuando se aplica el sistema TCP o DST. Se puede manipular las presiones desde la superficie generando diferenciales de las mismas, las cuales son requeridas para realizar pruebas de PVT.

Su mayor aplicación se da en pozos con amplia producción de arena, donde los sólidos son evacuados a través del tubing evitando así, que se produzcan la acumulación de sólidos sobre la empacadura. Igualmente en los tratamientos de limpieza con ácidos, se evita que estos tengan contacto con el casing.

Las operaciones con este sistema no requieren presiones mayores a 2500 PSI.

Su recuperación se puede hacer con la misma presión hidráulica o con una unidad de slick line.

Tiene la versatilidad de poder instalar en su interior los memory gauges, para realizar build-up o para ensamblar en la misma los muestreadores para el análisis PVT,

(39)

BOMBA JET CLAW ® DIRECTA O CONVENCIONAL:

La bomba Jet Claw® Convencional se utiliza comúnmente para la producción continua de los pozos y, en algunos casos, para pruebas de producción.

FISHING NECK UPPER PACKING MANDRELL OUTER TUBE DISCHARGE BODY HOUSING NOZZLE BOTTON PLUG ADAPTER EXTENSION CHEVRON PACKING

END Y CENTER ADAPTER

HOUSING TROHAT

DIFUSOR

NOZZLE RETAINER NOZZLE

(40)

Se desplaza y se recupera hidráulicamente, se aloja igual que la reversa en una camisa deslizable o en una cavidad de existirla; en este caso, el fluido motriz a alta presión es inyectado por la tubería de producción y el aporte del pozo mas la inyección retornar por el espacio anular hasta la superficie. En este tipo de bomba, también se pueden

alojar en el interior los memory gauges para realizar build-up, o los muestreadores para realizar los análisis de PVT, reduciendo los tiempos y minimizando el costo.

En pozos con el casing deteriorado es recomendable utilizar solamente este tipo de bomba, debido a que la prisión de retorno por el espacio anular es baja.

OBSERVACIONES IMPORTANTES EN LA OPERACIÓN DE BOMBAS JET CLAW

PRUEBA DE INYECTIVIDAD

Antes de desplazar la bomba jet se debe realizar prueba de inyectividad con la finalidad de comprobar que exista permeabilidad en la zona productora

DESPLAZAMIENTO DE BOMBA JET

FISHING NECK UPPER PACKING MANDRELL HOUSING NOZZLE BOTTOM PLUG EXTENSION ADAPTER DISCHARGE BODY END Y CENTER ADAPTER

HOUSING TROHAT DIFUSOR OUTER TUBE

CHEVRON PACKING NOZZLE RETAINER

(41)

La bomba debe desplazarse siempre y cuando el tubing este lleno y sea del mismo diámetro interior hasta el alojamiento de la bomba, de variar el tamaño no se puede desplazar hidráulicamente, se debe recomendar asentar la bomba con slick line.

COMPORTAMIENTO DE ENTRADA DE FLUIDOS EN BOMBA JET CLAW La relación entre el caudal de producción y la presión en el fondo del pozo cuando hay producción se conoce como el comportamiento de entrada de fluidos. Este

comportamiento equivale a la capacidad de un pozo para entregar sus fluidos.

Para todos los métodos de levantamiento artificial, incluyendo el bombeo hidráulico tipo jet, el sistema de bombeo tiene que diseñarse para proporcionar la energía adicional requerida para levantar la producción hasta la superficie.

PROFUNDIDAD DE LA BOMBA

La profundidad de la bomba depende de la profundidad de las formaciones productoras. La bomba se coloca a unos 100 a 200 metros sobre la profundidad de los punzados

TVD PROFUNDIDAD VERTICAL

Es la profundidad vertical verdadera de la tubería, es obtenida del registro de survey de un pozo, se utiliza para la selección de la bomba jet (determina la presión de descarga de la bomba JET CLAW), Este dato debe ser aplicado en el software en el icono de profundidad de bomba

MD MEASUREMET DEPTH ( TUBERIA MEDIDA)

Es la profundidad medida en la tubería, es obtenida por medio de medición de cinta, cuando se está subiendo o bajando la tubería, se utiliza para el cálculo de las perdidas de presión por fricción desde la formación hasta la entrada a la bomba JET CLAW.

DAÑOS MÁS FRECUENTES EN EL BOMBEO JET CAVITACIÓN

La cavitación es el desgaste producido por la implosión de las burbujas de gas o vapor al sufrir un cambio de presión (cambio de estado, de vapor o gas a líquido), provocando cargas puntuales en las paredes de la garganta (presión de vapor).

TAPONAMIENTO DE NOZZLE.- Debido a la presencia de sólidos en el fluido motriz se tapona el área del nozzle, incrementándose inmediatamente la presión de operación, debiéndose reversar la bomba a superficie, realizar limpieza e inspección del área del nozzle, verificar que no exista picaduras que ocasionarían distorsión del sentido de flujo y ocasionan el desgaste abrasivo en la garganta.

(42)

PERDIDA DE PRODUCCION.- Se debe evidenciar que los parámetros de medición y control de la producción en superficie estén bien calibrados antes de reversar la bomba jet, una de las causas mas comunes para la perdida de producción son:

Taponamiento con sólidos de discharge body Taponamiento con sólidos de garganta

Cavitación de garganta

Desgaste abrasivo de garganta

Para lo cual se debe reversar bomba, inspeccionar visualmente, de encontrarse sólidos entregar al cliente

INCREMENTO DE BARRILES DE INYECCION.- Verificar si los instrumentos de medición de superficie están en buenas condiciones de operación, se ocasiona por la rotura del nozzle o rotura del tubing, disminuyendo considerablemente la presión de operación

FALTA DE APORTACION.- Se deben verificar los parámetros de operación de superficie, barriles de inyección, presión de operación, estén de acuerdo al diseño de la bomba jet utilizada, evidenciar el no incremento de nivel en los tanques ni incremento

de altura en el separador de prueba.

Si se esta operando con presión de operación que permitan el incremento hasta 3500 PSI. Se debe incrementar la presión máximo a la segunda hora de comprobación de la no aportación del pozo, de mantenerse las mismas condiciones informar al personal de la operadora y reversar la bomba jet para comprobar su diseño

CAPITULO IV

PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES SERTECPET PROCEDIMIENTO PARA REPARACION DE EQUIPOS Se deben seguir los siguientes pasos:

1. El coordinador de taller recibe el equipo a reparar y realiza el requerimiento del cliente y designará al personal para dicha actividad.

2. El personal se encargará de identificar los equipos: Serie/número, cliente, pozo, guías de remisión y luego procederán a desarmarlos.

3. Para desarmar los equipos deberá utilizar las llaves de fricción, las prensas de fricción y en lo posible no utilizar llaves inglesas ni prensa de muelas.

4. En caso de requerir demasiado troqué para aflojar las juntas se deberá golpear en las juntas con un martillo de bronce sobre los soportes de madera y proceder a aflojar las juntas una vez sueltas las piezas.

5. Ubicar las partes en la tina de lavado, lavar, secar y ubicar en su respectivo orden en las mesas.

(43)

6. Realizar la respectiva calibración de las partes tomando como guía las tablas de medidas y tolerancia de los equipos, ejemplo, para las camisas se debe dejar una tolerancia entre clousing sleeve y housing de 0.003” a 0.004” y en los standing

valve se deberá medir las partes críticas como el retaining nut que no debe tener

un desgaste mayor a 0.003”.

7. Inspeccionar las partes: observar presencia de corrosión, erosión, fisuras, rayaduras, en cada uno de los sitios de sellado o áreas de incidencia en la operación.

8. En algún caso se realizará inspección por medio de ensayos no destructivos, en el departamento de control de calidad.

9. Se elaborará la respectiva hoja de inspección y reparación de cada uno de los equipos donde constarán las partes en mal estado que deberán ser reemplazadas, esta actividad se realizará en presencia del cliente.

10. Se debe realizar el calculo del costo de reparación del equipo que no deberá pasar del 60% del costo total de la pieza nueva, en caso de ser mayor se debe

solicitar al cliente autorización para su reparación.

11. Con la hoja de inspección y reparación se elaborará la solicitud de materiales y se retira los materiales de bodega.

12. Se procede ensamblar los equipos, teniendo en cuenta lo siguiente:

o Utilizar en las roscas grasa anti seize, y en los o-ring grasa normal para

alta temperatura.

o Unir las partes roscadas manualmente, utilizar llave de fricción para el

ajuste de las juntas.

o Seguir la secuencia de ensamble guiándose en los diagramas de los

equipos que se encuentran a disposición en el taller. De no existir diagrama de algún equipo solicitarlo al coordinador de taller.

o En el caso de camisas, realizar prueba de apertura y cierre del clousing el

cual debe ser entre 3 y 5 golpes del martillo mecánico.

o Realizar la prueba de presión con 3500PSI.

13. Etiquetar los equipos tomando en cuenta lo siguiente:

o Tarjeta verde: para equipos en buen estado de funcionamiento o Tarjeta amarilla para equipos incompletos

o Tarjeta roja para equipos dados de baja o chatarra.

14. Entregar los equipos al cliente realizando la respectiva guía de remisión. En caso de equipos domésticos se entregará directamente al departamento de materiales. El departamento de materiales realizará el respectivo ticket por los materiales utilizados

y por el servicio prestado en la reparación.

(44)

(45)

PROCEDIMIENTOS DE EMPACADURAS RECUPERABLES (PACKERS, TAPONES RECUPERABLES, COMPRESSIÒN PACKER)

(46)

Objetivo:

Estos procedimientos tienen como objetivo el de guiar a un operador de packers en un desenvolvimiento práctico, seguro y adecuada operación de las herramientas de prueba. El Superintendente o Supervisor de operaciones, receptan el requerimiento del Cliente, solicitando la siguiente información por trabajo a realizarse:

Pozo = (nombre, número y localización)

Empacaduras = (Tipo de packer (PHD, RETRIVAMATIC) , tapón (ESKIMO, RBP), compresión packer)

Casing = (diámetro y peso en Libras /pie)

Trabajo = (Especificación del trabajo ha realizarse)

Tiempo = (Hora de solicitud de trabajo y hora de inicio de operaciones)

El Técnico designado luego de verificar el requerimiento del cliente coordina con el Supervisor y solicita a bodega las herramientas de prueba (PACKER) llenando el formulario de Solicitud de Materiales

El Técnico embarca las empacaduras, bar-catcher, cross-over necesarios, en el vehículo asignado tomando en cuenta que no haya desgaste de gomas, sellos, y cuñas, debiéndose colocar sobre madera y asegurar con faja de ajuste.

El Técnico al llegar al pozo debe ponerse en contacto con el Company Man para coordinar el programa de operaciones. Luego proceder a descargar los equipos en la locación coordinando con personal del Rig.

Una vez iniciadas las operaciones al armar el BHA, ajustar cada una de las empacaduras y accesorios del BHA con la llave hidráulica del taladro, colocando una contra llave, aplicar el troqué en base al tipo de conexión y tamaño de tubing. Una vez ajustadas las herramientas se debe verificar el funcionamiento del sistema de anclaje y coordinar la bajada del BHA.

Toda empacadura se bajará dentro del pozo una vez que el pozo este lleno de fluido.

ASENTAR Y DESASENTAR LOS PACKERS (PHD – HD – RH – R-3 – Retrievamatic)

Para asentar los Packers: arme el BHA y baje hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, baje toda la tubería hasta que el elevador del taladro tope en la mesa de trabajo para asegurarse que esté libre y no haya obstrucción, suba la tubería (el movimiento que se le da a la tubería en superficie se le está transfiriendo a la empacadura en el fondo del pozo) mas o menos 3 pies del nivel de la mesa de trabajo, gire la tubería una vuelta a la derecha (sentido a las agujas del reloj) (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) y del peso que tiene colgada la tubería, coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de

(47)

Para desasentar los Packers; se debe calcular las presiones hidrostáticas tanto en el anular como dentro del tubing, igualar esas presiones y levantar 5 pies la tubería hasta abrir el by-pass del packer y que se nivelen columnas y el sistema de anclaje se coloque en su sitio, esperar 5 minutos para que esto se logre, girar 2 vueltas a la izquierda, (según la jota de anclaje colocada en el packer izquierda o derecha) subir 2 pies más y luego bajar para asegurarse que se colocó el candado del sistema de anclaje y la herramienta está libre. Sacar tubería.

ASENTAR Y DESASENTAR LOS TAPONES (RBP – ESKIMO)

Para asentar el tapón RBP: acoplar el pescante con el RBP y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el RBP, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la izquierda (en contra del sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida para

saber donde queda asentado el RBP, luego desenganchar el pescante (over-shot) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad.

Para desasentar el tapón RBP: baje con el pescante (over-shot) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, suba 3 pies con esto está abriendo la válvula superior del RBP para ecualizar presiones esperar 5 minutos, luego baje los 3 pies con esto abre la válvula de abajo del RBP y esperar 5 minutos, luego subir 20 pies en este momento el RBP estaría libre, bajar de nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el RBP esta enganchado, sacar tubería.

Para asentar el tapón ESKIMO: acoplar el pescante con el ESKIMO y maniobrar en superficie para enganchar y desenganchar el pescante y el ESKIMO, bajar hasta profundidad deseada, observar y apuntar peso de la sarta colgada, bajar 5 pies de la profundidad deseada, subir 10 pies, girar la tubería a la derecha (sentido a las agujas del reloj) e ir bajando la tubería al mismo tiempo que la gira, hasta que agarre peso coloque de 7000 a 10000 LBU. De peso para Packer con diámetro de 7” y de 5000 a 7000 LBU de peso para Packer con diámetro de 5” o 5 ½”. Coloque una marca de pintura líquida

para saber donde queda asentado el ESKIMO, coloque tensión la misma cantidad que puso para asentarlo, baje la tubería a peso muerto, luego desenganchar el pescante (running tool) girando a la izquierda y al mismo tiempo subir la tubería (no debe agarrar tensión) ponga presión en el casing W/800 pis. Para que haya hermeticidad.

Para desasentar el tapón ESKIMO: baje con el pescante (running tool) hasta la marca, coloque el peso que puso al asentarlo, con esto esta abriendo la válvula del (P Válve) espere 5 minutos para ecualizar presiones suba la tubería hasta que agarre 4000 LBU. De tensión, gire la tubería 10 vueltas a la derecha, la tensión que tenía se perderá, suba la tubería con esta operación el ESKIMO estaría libre, caso contrario si agarra tención coloque 35000 LBU. De tensión con esto se liberaría el ESKIMO, bajar de

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nuevo y pasar de la marca de pintura líquida para asegurarse que el ESKIMO esta libre, sacar tubería.

ASENTAR Y DESASENTAR LOS COMPRESIÓN PACKERS (AR-1)

Para asentar los Compression Packers: bajar siempre en conjunto con un packer hasta profundidad deseada (calcular espaciamiento entre Com. Packer y el Packer), al mismo tiempo que está asentando el packer se está asentando el Compression Packer también, su desplazamiento para asentar es solo longitudinal.

Para desasentar los Compression Packers: quitar el peso que se colocó para asentarlo y estaría libre para maniobrarlo.

TRASLADANDO LOS PACKERS EN LOS VEHÍCULOS

Las siguientes recomendaciones le servirán para que mientras se movilicen las empacaduras se las realice de forma segura:

Al subir o bajar las empacaduras o Packers a o de los vehículos hacerlo con ayuda de otras personas o compañeros, y ayúdense también de un montacargas o wuinche, nunca lo hagan solos, utilice siempre una faja para agarrar los Packers.

 Colocar las empacaduras sobre tacos de madera o cauchos para evitar que se

dañen las comas, sellos y cuñas de las mismas.

 Poner la faja de ajuste para evitar que estas se muevan en el trayecto.  Nunca llevar objetos sueltos en la cabina del vehículo.

 Colocarse el cinturón de seguridad y exigir que los acompañantes también lo

hagan.

 Analizar y evaluar el trayecto que será recorrido, el tiempo y estado de la

carretera

 Respetar las leyes de transito tanto en ciudad como en carretera.

 Adopte una actitud educada, cordial y positiva según los eventos que se vayan

presentando (seda el paso).

 Cuando de en reversa hágalo con la ayuda de otra persona que le guíe, utilice los

espejos retrovisores y también mire por detrás de su hombro.

 Utilice siempre los EPP (elementos de protección personal).

ARMADO, DESARMADO E INSPECCIÓN DE EMPACADURAS

Cada una de las Herramientas (Packers) tienen sus propios procedimientos para el armado y desarmado. En esta actividad nosotros lo que debemos tener en cuenta es una exhaustiva inspección y control de :

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 Absolutamente todas las roscas deben estar en buenas condiciones y el enrosque

y desenrosque en su mayoría se la debe hacer con las manos, nunca fuerce una rosca con una herramienta mientras no haya enroscado por lo menos 4 hilos.

 Las camisas donde van las gomas deben estar en buenas condiciones libre de

picaduras y corrosión.

 Todos los canales donde van alojado O’Rings deben estar libres de toda

suciedad e impureza.

 En todo lado donde se realiza sello se lo debe inspeccionar bien y debe estar

libre de picaduras.

 Al colocar los sellos, gomas y O’Rings se lo debe realizar con mucho cuidado y

evitar siempre que al colocar se piquen o se rompan.

 Al armar los Packers se los debe hacer con grasa en las roscas y en las partes

móviles.

 Una vez armado se lo debe rociar con un líquido contra la humedad.

 Colocar la etiqueta verde, roja o amarilla según el caso y llenar los datos

solicitados para saber la condición que se encuentra ésta.

ESPICIFICACIONES DE EMPACADURAS TEMPORALES PARA PRUEBAS DE PRODUCCION QUE DISPONE SERTECPET

CASING

DESCRIPCION CANT. DIAMETRO PESO MIN. MAX.

PHD PACKER 4 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RETRIEVAMATIC 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 R-3 PACKER 1 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RH PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 HD PACKER 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 COM. PACKER 6 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RBP TAPON 3 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 ESKIMO TAPON 2 7” 20-26 Lbs/Ft 6.276 6.456 RETRIEVAMATIC 1 9 –5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835 RBP TAPON 1 9-5/8” 40-47 Lbs/Ft 8.681 8.835 PHD PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 ESKIMO TAPON 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 COM. PACKER 1 5-1/2” 15.5-20 Lbs/Ft 4.778 4.950 RH PACKER 1 5” 11.5-15 Lbs/Ft 4.408 4.560

ESKIMO TAPON 1 5” 11.5-15 LBU/Ft 4.408

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PROCEDIMIENTO DE EVALUACIÓN Y PRODUCCIÓN CON BOMBA JET CLAW