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TABLA DE CONTENIDO

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Manual SWT- Introductorio a Nivel 1(Rev 1) Tabla de Contenido

©2009 Weatherford – Derechos Reservados Página 2 de 4

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Tabla de Contenido

Conceptos Básicos:

1. Introducción a las Pruebas de Pozos2. Formaciones3. Introducción al fondo del pozo4. Control de pozo5. Diagrama de disposición de equipos (Layout)6. Zonificación de áreas peligrosas7. Diagrama de Procesos e Instrumentación8. Familiarización con el equipo de perforación

Cálculos Matemáticos Básicos:1. Conversión de Unidades2. Áreas de Formas Comunes3. Volúmenes de Formas Comunes4. Fracción y Porcentaje5. Gravedad Específica de Líquidos y Sólidos6. Gravedad Específica de Gases7. Presión y Temperatura

Descr ipción de Equipos y Herramientas Manuales

1. Herramientas Manuales2. Sistemas de Cierre de Emergencia (ESD)3. Tuberías4. Estranguladores y Ensambles de Estrangulación5. Desarenadores6. Calentadores7. Separadores8. Quemadores de Gas9. Tanques de Almacenamiento10. Bombas11. Generadores Eléctricos12. Sistemas de Adquisición de Datos13. Sistema de Aire/Gas para Instrumentación

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Planeación del Trabajo:

1. Selección y Dimensionamiento del Equipo 2. Preparación de Equipos3. Mantenimiento y Certificación4. Logística

Operación de Equipos:

1. Arme y Desarme de Equipo

2. Pruebas de presión3. Procedimientos Operacionales4. Muestreo de Fluidos5. Medición de Gas6. Medición de Líquidos7. Mejores Prácticas8. Resolución de problemas9. Instrumentación y Control10. Orden y Limpieza11. Liderazgo y Ética en el Trabajo12. Relaciones con el Cliente

13. Trabajos Nocturnos

Apéndice:

1. Tabla de corrección API por temperatura2. Especificaciones Standard de Tuberías Weatherford3. Grafica para determinar temperatura de formación de hidratos4. Factores de corrección para cálculo de aceite neto.5. Tablas para cálculo de caudal de gas6. Coeficientes de Estranguladores Fijos de 2” Nominal

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CONCEPTOS BÁSICOS

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Manual SWT- Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Conceptos Básicos

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1 INTRODUCCIÓN A LAS PRUEBAS DE POZOS

Casi todo el petróleo y gas producido hoy en el mundo proviene de acumulaciones en el espacioporoso de las rocas del reservorio, usualmente areniscas, caliza o dolomita. La cantidad de aceitey gas contenida en una unidad de volumen de roca de reservorio está determinada por suporosidad y la saturación de hidrocarburo. Además, el volumen total del reservorio es requeridopara estimar el total de reservas en sitio y determinar si la acumulación o explotación del campoes comercialmente viable.

El conocimiento del espesor de la zona de interés y la extensión del reservorio son requeridospara la determinación de su volumen. Para evaluar la capacidad de producción del reservorio, lapermeabilidad o facilidad con la cual los fluidos hidrocarburos pueden fluir a través de los porosdel reservorio, debe ser determinada. La permeabilidad puede ser determinada probando elreservorio bajo condiciones dinámicas.

Los principales parámetros petrofísicos requeridos para evaluar un reservorio son su porosidad,saturación de hidrocarburos, permeabilidad y espesor. Estos parámetros pueden ser estimados apartir de las técnicas de registros de pozo. Además, la determinación de las características de lasrocas del reservorio (litología), geometría del reservorio, presión y temperatura de la formación,

juegan un papel importante en la evaluación, completamiento, y producción de un reservorio.

Pruebas en pozos de petróleo y gas son desarrolladas en varias etapas de la perforación,completamiento y producción, y para diferentes propósitos. Es importante entendercompletamente las razones para cada una de estas pruebas, y que se espera con los resultados.

1. Pruebas con sarta de perforación (DST, Drill Stem Tests) en hueco abierto son

normalmente llevadas a cabo en pozos exploratorios y mientras la perforación está enprogreso. Indicaciones de hidrocarburos, tanto a través de cortes, lodo cortado por gaso registros intermedios hacen necesarias estas pruebas para determinar si unverdadero reservorio existe, o simplemente hay hidrocarburos contenidos en rocasapretadas, que no son explotables. Estas pruebas son normalmente cortas (Menos de12 horas) y, si son realizadas apropiadamente, proveen evidencia adicional delcontenido de fluidos y usualmente de algunos parámetros de la roca (Ej.,permeabilidad)

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2. Si los registros, las pruebas DST´s, u otra información semejante es suficientementeprometedora, el revestimiento puede ser corrido y quizá pruebas adicionales seránllevadas a cabo antes del completamiento del pozo. Estas pruebas serán usualmenteDST´s en hueco revestido.

3. Luego de las pruebas en hueco revestido, se realiza el completamiento en la zonadonde se obtengan los mejores resultados durante las pruebas cortas. En algunascircunstancias, si es suficientemente importante hacer pruebas largas en dos zonasseparadas al mismo tiempo, se puede hacer un completamiento dual de zonas.

Las pruebas hechas durante la terminación del pozo pueden ser llamadas pruebas decompletamiento o producción (El nombre “Prueba de Producción” puede ser engañoso ya quetodas las pruebas de rutina hechas en una estación de producción están clasificadas como“Pruebas de producción”).

Las Pruebas de Pozo, ya sea pruebas de producción o DST´s, son para obtener información.Ambas están diseñadas para dar información no solo sobre el contenido de fluidos de unreservorio, sino, en particular, de las propiedades de la roca a través de una correcta

interpretación de datos del transiente de presión en el fondo del agujero. La prueba de producciónes más larga que un DST, así que las tasas de prueba pueden ser más realistas, permiten mejorplaneación, y proveen información adicional del reservorio.

La limpieza de pozo hace referencia a los trabajos para facilitar y/o estimular la producción delpozo. Dependiendo de la operación a realizar, las limpiezas pueden catalogarse como:

- Inducción de pozo luego de la terminación o del control del mismo con un fluido pesado. Seintenta recuperar el fluido pesado para permitir que el pozo produzca.

- Limpieza de arena, para retornar la arena que no fue introducida en la formación duranteoperaciones de fracturamiento. También aplica para recuperación de sólidos aportados porformaciones poco consolidadas.

- Estimulaciones con acido, retorno de este fluido para ser neutralizado en superficie.

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2 FORMACIONES

Durante la mayor parte del siglo 20, el petróleo y el gas han sido el combustible de preferencia enel mundo moderno. La exploración de petróleo y gas ha sido mejorada con los años con laayuda de la ciencia, la experiencia, y la tecnología moderna. Entender las características de lasformaciones incrementa el potencial de recobro de hidrocarburos y minimiza errores que puedancausar daño a la formación.

Origen del Petróleo

Existen dos teorías principales que tratan de explicar el origen del petróleo: la acumulaciónorgánica y el origen abiogénico. Los partidarios de cada una de estas teorías buscan demostrar laveracidad de las mismas pero sigue existiendo cierto grado de incertidumbre con las mismas.

Acumulación Orgánica

La ciencia teoriza que el petróleo y el gas provienen de “acumulaciones orgánicas”, depósitos derestos de vida animal y vegetal; enterrados bajo cientos de metros.

La acumulación ocurrió hace millones de años debido a la erosión causada por el agua y el viento,atrapando el material orgánico en las capas de tierra que se formaron con el tiempo. El peso de lacapa incrementó, transformando el material atrapado en depósitos de petróleo y gas en la roca.Capas impermeables en la parte superior de las trampas previenen que el petróleo y el gasescapen a la superficie, en la mayoría de los casos.

Origen Abiogénico

La hipótesis de un “origen abiogénico del petróleo” indica que la mayoría del petróleo y el gas seformó en el manto de la tierra, y entonces migró a través de las capas estratigráficas hasta seratrapadas en trampas impermeables.

La teoría del “origen abiogénico del petróleo” contradice a la teoría de “Acumulación orgánica” lacual es más popular. El “origen abiogénico del petróleo” es puesto en duda en la comunidadoccidental, aunque está ganando popularidad en Europa y el lejano oriente.

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Tipos de Roca

En la tierra existen tres tipos de rocas: Ígneas, Metamórficas y Sedimentarias.

1. La Roca Ígnea esta formada por la solidificación de magma o roca volcánica. Este tipo

de rocas harían un pobre reservorio. La roca de lava es un ejemplo de roca ígnea.2. La Roca Metamórfica se forma cuando otro tipo de roca es sometido a alta presión y

alta temperatura causando que se transforme, normalmente pasando a una condiciónaltamente cristalina. Este tipo de rocas harían un pobre reservorio. El Granito es unejemplo de roca metamórfica.

3. La Roca Sedimentaria se inicia con la erosión debido al viento y el agua. Esta erosióncrea pequeños depósitos de sedimentos que se disponen en suelo terrestre o el fondomarino. Estas capas de sedimentos se acumulan y se vuelven más pesadas. Debido alincremento de peso y calor, estos depósitos inician un proceso de consolidación. Lasrocas químicas y clásticas son ejemplos de rocas sedimentarias. Las rocas químicasincluyen las calizas, dolomitas, sales y concreto. Las rocas clásticas incluyen las

areniscas. Las rocas sedimentarias son buenos reservorios, porque el petróleo, gas yagua pueden ocupar el espacio vacío entre la roca.

Los sistemas de reservorio tienen tres características básicas: Tipo de Trampa, Tipo de Fluido yMecanismo de empuje. Estos mecanismos son importantes si un reservorio existe o este va a serproducido. El yacimiento se depletará con el tiempo, el mecanismo de empuje se debilitará, o elpozo incrementará el corte de agua, haciendo la producción de petróleo no factibleeconómicamente debido al costo de la disposición del agua de formación.

Tipos de Trampas de Yacimiento

Las Trampas son las que previenen que el petróleo, el gas y el agua migren a la superficie comofiltraciones de aceite. Las rocas metamórficas y lutitas impermeables forman una capa de roca, lacual es el mejor mecanismo de atrapamiento para formaciones de petróleo y gas llamada rocasello. Los tipos de trampas se clasifican en Estructurales y Estratigráficas.

Trampas Estructurales se forman cuando la corteza terrestre es deformada por un plegamientodebido a un sismo o a consecuencia de una falla en la corteza. Una estructura salina, tambiénllamada domo salino penetrante, es otra trampa estructural, causada por la sal al ser forzada através de las diferentes capas superiores.

Las trampas estructurales están clasificadas en tres tipos: Trampas anticlinales, Trampas de Falla,y trampas Salinas también conocidas como trampas de domo penetrante. Las trampas tambiénpueden estar combinadas.

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Trampa Anticlinal Trampa de Falla

Trampa Anticlinal-Falla Trampa Domo Penetrante

Trampas Estratigráficas están estructuradas por la transformación natural, o terminación de laroca permeable en la parte superior de la formación, por el calor y presión de otras capas(Estratos) en el tope de la formación rocosa. Esta roca es transformada naturalmente; así queencontrar este tipo de formaciones es más difícil que localizar trampas estructurales porque esdifícil determinar donde comienza la permeabilidad e impermeabilidad.

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Trampa Estratigráfica #1 Trampa Estratigráfica #2

Trampa Estratigráfica #3Trampa Estratigráfica #4

Permeabilidad y Porosidad Una formación rocosa debe tener características de porosidad y permeabilidad en algún grado siesta es productiva de petróleo.

Porosidad: el espacio entre las partículas de roca de un reservorio es conocido como EspacioPoroso, y es en este espacio donde el aceite y el gas se acumula y es almacenado. LaPorosidad es la relación entre el volumen del espacio poroso respecto al volumen total de unaroca

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Permeabilidad: hace referencia a conductividad de fluido a través del medio poroso, o lafacilidad con la cual un gas o líquido fluye a través del espacio poroso interconectado en laformación rocosa. Una roca puede tener alta porosidad, pero si los espacios porosos no estánconectados entre si, entonces los fluidos que contienen no podrán desplazarse.

Mecanismos de Empuje

Los mecanismos de empuje son los que desplazan (impulsan) el petróleo desde el subsuelo hastala superficie para su producción. Las formaciones tendrán mecanismos de empuje combinados.Estos son los tres mecanismos de empuje básico.

Empuje por Gas en Solución Empuje por Capa de Gas Empuje por Frente de Agua

Empuje por Gas en Solución

El empuje por Gas en Solución sucede cuandoel gas está disuelto en el líquido, como en elcaso del petróleo en un pozo.

Cuando la presión es liberada, toma lugar laexpansión del líquido y el gas se separa.

Es muy parecido a abrir una lata de bebidagaseosa, el gas causa un pequeño estallido oefervescencia.

La expansión del gas se convierte en elmecanismo de empuje de la formación.

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Empuje por Gas en Soluc ión

Empuje por Capa de Gas

El empuje por Capa de Gas contiene

hidrocarburos livianos y algunas vecespesados.

Los hidrocarburos livianos no pueden sercomprimidos a un líquido cuando las fraccionespesadas existen en estado líquido, así que elgas se acumula en el tope de la formación.

Esta acumulación de gas en el tope delreservorio se convierte en la fuerza de empujeprimaria.

Empuje por Capa de Gas

Empuje por Frente de Agua

El empuje por Frente da Agua contiene unaenorme cantidad de agua salada en los canalesporosos de las capas del reservorio comparada

con el petróleo atrapado.El agua es considerada incompresible, pero

cuando gran cantidad de agua está bajopresión esto afectará una comparativamentepequeña porción de petróleo.

Cuando la formación es producida, la presióndeclina sobre una basta área permitiendo alagua migrar y ocupar el espacio que una veztuvo el petróleo una vez que comienza arepletarse la sección de crudo.

Empuje por Frente de Agua

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3 INTRODUCCION AL FONDO DE POZO

La exploración de nuevas fuentes de petróleo (o el empleo de nuevas tecnologías en pozosdepletados) involucra una gran cantidad de conocimiento del subsuelo. Entender las bases de losrequerimientos en fondo de pozo es esencial para la producción de aceite y gas. Los tipos determinación como hueco abierto, cañoneado, desviado, vertical, u horizontal son los otrosaspectos del completamiento de pozo, así como, gas amargo, múltiples zonas, y estimulación depozo.

La perforación de la formación puede ser realizada mediante:

Perforación Convencional – cuando el peso del lodo de perforación excede lapresión de fondo, previniendo que el pozo brote a la superficie. Esta podríatambién ser llamada Perforación Sobre Balance.

Perforación Bajo Balance – cuando la presión de fondo de pozo no esrestringida para alcanzar la superficie. Esta permite a los fluidos en las capas deroca y el lodo de perforación circulen en un sistema controlado.

En ambos casos, el pozo debería tener controles en el subsuelo en sitio para prevenir incidentes.Cuando la industria del petróleo estaba en sus inicios, los pozos eran perforados hasta queocurría un reventón o brote. Actualmente, esta no es una práctica aceptable.

Tipos de Revestimiento

Los revestimientos (Casings) son usados para prevenir que las paredes del hueco se derrumben,para prevenir comunicación entre zonas, y para prevenir que el petróleo alcance la superficie. Esto

se hace cementando los revestimientos en el lugar donde se fijara. Existen los siguientes tipos derevestimiento:

Revestimiento Conductor, también conocido como tubo conductor – previene elderrumbe de las capas superficiales blandas mientras se perfora para colocar elrevestimiento de superficie.

Revestimiento de Superficie, también llamado tubo de superficie – esterevestimiento es usado para prevenir la contaminación de la capa superficial deagua fresca por lo cual requiere de una cierta longitud la cual puede variar enlongitud desde unos pocos cientos hasta unos cuantos miles de pies.

Revestimiento Intermedio, también llamados revestimientos protectores – sonusados para aislar formaciones problemáticas y prevenir derrumbes en zonas

más profundas. Puede ser necesario utilizar múltiples revestimientosintermedios durante la perforación. Revestimiento de Producción, o algunas veces llamado sarta larga, pasará a

través de las zonas de interés y alojará la tubería de producción. Camisa (Liner) de Producción – funciona como un revestimiento de producción

colgado en un revestimiento existente para un completamiento de huecoabierto.

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Tubería de Producción (Tubing)

La tubería de producción es usada para conducir el petróleo de la formación a la superficie. Latubería de producción puede contener varillas de bombeo en aplicaciones de bombeo mecánico,también puede alojar bombas de fondo, empaques y niples para asentar tapones de fondo. Latubería de producción protege al revestimiento contra la corrosión y el desgaste de las varillas debombeo. También es usada en una sarta dual o para un completamiento de zona dual.

Sartas de Circu lación o Sartas de Aceite Caliente

La sarta de circulación se baja entre la tubería de producción y el revestimiento a una profundidadde aproximadamente 3000 pies (914 m). El propósito de esta sarta en transferir calor al fondo depozo por medio de un fluido caliente para prevenir la formación de hidratos en la tubería deproducción mientras se está fluyendo. Un sistema de transferencia de calor bombea el fluido através de la “sarta de circulación” desplazando el fluido frío a través de la válvula de revestimiento

en superficie. Eventualmente todo el fluido frío será reemplazado por fluido caliente a través delsistema de circulación.

Sarta de Circulación

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El corte de sección en diagrama del cabezal de pozo anterior, muestra la entrada de la sarta decirculación en el ensamble de la brida de sello, pasando a través del ensamble de la cabeza de latubería de producción y el tazón del revestimiento, a partir de ahí baja la sarta para aceite caliente

de 1.660 pulgadas. El fluido desplazado saldría a través de una de las válvulas de revestimientoubicadas en el ensamble de la cabeza de la tubería de producción.

El diagrama del empaque muestra las gomas de sello en las paredes de la tubería de producción justo encima de las perforaciones. Este aísla el revestimiento de la presión de formación del pozo,previniendo que el sistema de circulación sea dañado.

Empaques y Tapones Intermedios

Un empaque es un dispositivo que sella el espacio anular entreel revestimiento y la tubería de producción en un pozo,permitiendo que el efluente del pozo pase solo a través del

centro del dispositivo y ascienda por la sarta de producción.Los empaques pueden ser recuperables o no recuperables. Unempaque permanente (No Recuperable) tendrá que ser molido,o perforado, destruyendo el dispositivo si es requerido por elprograma del pozo

Los tapones intermedios y empaques son básicamentedispositivos similares. Los tapones intermedios tienen lahabilidad de aislar una zona más baja de otra superior en unpozo colocando un vástago o “mandril” en el centro del tapón.El mandril toma el lugar que tomaría la tubería de producción sise usara un empaque.

Las aplicaciones para los tapones intermedios y empaques:

Protección del revestimiento de sustanciascorrosivas

Aislamiento de Sistemas de Circulación Uso en Fracturas/Estimulaciones Aislamiento de una zona objetivo para pruebas de

productividad en un completamiento de múltipleszonas.

Cementaciones remediales Operaciones de reparación de pozo

Los completamientos de pozo que no tienen un empaquegeneralmente son pozos de gas dulce.

Empaque

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Tipos de Tapones Intermedios

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4 CONTROL DE POZO

Cabezales de Pozo (Well Heads)

El conjunto del cabezal de pozo o árbol de navidad, es el mecanismo de control primario en unalocación de pozo. Operaciones con cable (Wireline), tubería flexible, equipos de prueba, matar elpozo, etc., son realizadas cuando el equipo esta conectado al cabezal del pozo. Lasconfiguraciones del cabezal de pozo pueden ser extremadamente diferentes de una región a otra,pero esencialmente sirve para la misma función básica.

Componentes de un Cabezal de Pozo

Los componentes del cabezal de pozo para operaciones de tierra son:

Tapa o conexión Superior (Tree Cap) – conjunto formado por una brida,unión de golpe o conexión especial en el tope del cabezal de pozo. Tiene unatoma o conexión para colocar una válvula de aguja y un manómetro paramonitorear la presión de la tubería de producción. Al remover la tapa del tipounión de golpe, aparece una serie de roscas “EUE” (External Up set End) en laparte interna de la brida con el propósito de conectar equipo de Wireline, líneaspara bombeo de fluidos, etc., logrando así que no sea requerido remover estabrida.

Válvula de Suabeo – Una válvula de compuerta en el tope del bloque ocruceta de flujo para aislar la presión de pozo de la conexión superior. Estopermite el arme o desmantelamiento de servicios al pozo mientras este continuafluyendo.

Cruceta o Bloque de Flujo – una intersección de cuatro puntos permitiendo

múltiples uniones al cabezal de pozo; este dispositivo también puede serllamado tee. Válvula Lateral – esta válvula es colocada en un lado de la cruceta de flujo

para proporcionar un medio de aislamiento entre el cabezal de pozo y otrosequipos conectados a este.

Válvula de Matar – Esta válvula es igual a la válvula lateral y está ubicada en ellado opuesto de esta en la cruceta de flujo. La válvula de matar provee unpuerto para que el equipo de bombeo de fluidos se conecte y mate el pozobombeando fluido para sobre balancear la presión del pozo. La válvula de matartambién puede ser usada, si es requerido, para bombear químico como en elcaso de antiespumantes en trabajos de limpieza post fracturamiento.

Válvula Maestra Superior – una válvula de compuerta colocada antes de la

cruceta de flujo, la cual proporciona un medio para cerrar el pozo y aislar elconjunto de la cruceta de flujo permitiendo instalar el equipo de servicio alpozo.

Válvula Maestra Inferior – Esta válvula de compuerta tiene la misma funciónde la Válvula maestra Superior. La válvula inferior es para respaldo en el eventoque la válvula superior falle.

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Brida de Sello – también puede ser llamada adaptador de la cabeza de latubería de producción, el cual es colocado en el tope de la cabeza de la tuberíade producción para colocar las válvulas maestras. Las bridas de sello pueden ono tener capacidades de circulación dependiendo de los requerimientos de lascaracterísticas del pozo.

Válvula de inyección de Aceite Caliente – fijada a la brida de sello parainyectar el fluido caliente para la prevención de hidratos.

Cabeza de Tubería de Producción (Tubing Head) – un montaje de carreteque sostiene el colgador de tubería de producción (Dog Nut). Esta cabeza tienepuertos laterales con tornillería para fijar válvulas de compuerta para monitorearla presión por debajo del colgador de la tubería de producción.

Válvula del Revestimiento de Producción – Válvulas de compuerta fijadas alcolgador de la tubería de producción para monitorear la presión delrevestimiento, así como, una válvula de retorno de la sarta de circulación dondeel potencial de hidratos existe.

Tazón del Revestimiento (Casing Bowl) – un montaje de carrete que sujeta el

colgador del revestimiento, con puertos laterales con tornillería para fijarválvulas de compuerta para monitorear la presión del revestimiento intermedio. Válvula de Revestimiento Intermedio – Como indica su nombre es la válvula

donde el revestimiento intermedio es monitoreado. Si el revestimiento deproducción fuga esto se reflejaría durante el monitoreo.

Venteo del Revestimiento de Superficie – Una pieza de tubería de 2” fijada alrevestimiento de superficie, el cual será dejado en posición abierta ymonitoreado por cualquier cambio. El venteo se alinea hacia arriba, e incluyeuna válvula de baja presión normalmente seguida de un codo de 180Ο paracolocar la descarga hacia abajo.

Las válvulas del cabezal de pozo nunca deben ser usadas para el regular el flujo del efluente delpozo porque esto dañara las válvulas. El control de flujo debe ser realizado por un sistema deestrangulación (estrangulador de producción)

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Conjunto de Cabezal de Pozo

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Preventores de Reventones (BOPs)

Los preventores de reventones son dispositivos que mantienen el control del pozo mientras seperfora, se mete o saca tubería de perforación/producción. El Preventor Anular tiene unempaque de Caucho que se comprime alrededor de tubería de diferentes diámetros (E incluso sinesta) para prevenir que la presión se escape cuando la tubería es levantada o bajada en el pozo.El Preventor de Ariete aísla la presión en el pozo ya sea con o sin tubería. Los BOPs hidráulicosusan una serie de arietes de sello para contener el pozo. El Ar iete Ciego sella el agujero sin

tubería en los BOP. El Ar iete de Tuber ía sella alrededor de la tubería de un diámetro específico yel Ar iete de Corte como su nombre lo indica corta la tubería para aislar el pozo.

PREVENTOR ANULAR

PREVENTORDE ARIETE

CIEGO

PREVENTORDE ARIETE

DE TUBERÍA

PREVENTOR

DE ARIETE DECORTE

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5 DIAGRAMA DE DISPOSICION DE EQUIPOS (LAYOUT)

La disposición de los equipos estará sujeta al espacio y condiciones de zonificación. El diseño deDisposición de Equipos será diferente dependiendo de la región y la legislación gubernamental.Un adecuado planeamiento previo al trabajo es requerido para asegurar que no haya conflicto conla ubicación de nuestro equipo y los requerimientos de otros proveedores de servicios. Algunasveces, la topografía dictará que puede ser llevado a cabo y que no. Algunas distancias entre losequipos serán imposibles de observar. Cuando las distancia no pueden ser obtenidas, lacompañía operadora puede solicitar al gobierno regional una reducción en los requerimientos dedistancia.

Diagrama de Disposición de Equipos

Las plataformas Costa Afuera tienen diferentes requerimientos de zonificación para trabajar

comparados con aplicaciones de pozos en tierra, así que las distancias serán un poco diferentespara el espacio entre equipos. Las plataformas requieren un P&ID detallado minuciosamente.Observar las distancias requeridas no es normalmente un problema.

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Requerimientos de espacio entre Equipos en Plataformas (Off Shore)

Requerimientos Reino Unido

A: 10 m, o 30 pies D: 3 m, o 10 pies

B: 25 m, o 75 pies E: 15 m, o 45 pies

C: 15 m, o 45 pies F: 13 m, o 40 pies

No Mostrado: Los Quemadores, usualmente de 30 m/90 pies de longitud apuntarán verticalmentea un lado de la plataforma.

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Requerimientos de espacio entre Equipos en Tierra (On Shore)

RequerimientosReino Unido

Alber ta, CanadáRequerimientos

a: 30 m, o 90 pies(mín. de 15 m/45 pies)

b: 30 m, o 95 pies

c: 25 m, o 75 pies

d: 30 m, o 90 pies(mín. de 10 m/30 pies)

e: 30 m, o 95 pies(mín. de 10 m/30 pies)

f: 25 m, o 75 pies

a: 30 m, o 90 pies(mín. de 15 m/45 pies)

b: 30 m, o 95 pies

c: 25 m, o 75 pies

d: 30 m, o 90 pies(mín. de 10 m/30 pies)

e: 30 m, o 95 pies(mín. de 10 m/30 pies)

f: 25 m, o 75 pies

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6 ZONIFICACION DE AREAS PELIGROSAS

Una zona de área peligrosa es un área definida en la cual gases explosivos, vapores,neblina o polvo (La tabla no es aplicable a todos los países y deberá ser usada solo comoun ejemplo).

NEC Article

500 505

UK USA USA

Gas Gas Gas

Atmosfera Inflamablepresente continuamente o

por largos periodos detiempo (frecuentementecuantificada como mayor a1000 hrs/año)

Zona 0 See note Clase I, Zona 0

Atmosfera Inflamablepresente durantecondiciones normales deoperación (frecuentementecuantificada entre 10 y 1000hrs/año)

Zona 1 Clase I, Div 1 Clase I, Zona 1

Atmosfera Inflamable noestá presente durante de laoperación (rara vez ocurrey, si ocurre, será porperiodos cortos de tiempo,menores a 10 hrs/año)

Zona 2 Clase I, Div 2 Clase I, Zona 2

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7 DIAGRAMA DE PROCESO E INSTRUMENTACION (P&ID)

El P&ID es un diagrama detallado de instrumentación y de los sistemas de flujo en una locación.Estos sistemas incluyen especificaciones de tubería y direcciones de flujo, incluyendo“Interrupciones de especificación” (spec´s breaks) de un tipo de tubería a otra, y la aplicación dela tubería.

El P&ID es una herramienta útil para:

Entrenamiento HAZID/HAZOP (Hazard IDentification, Identificación de Riesgos /Hazard and

OPerability Analysis, Análisis de riesgos y Operabilidad) DWOP/CWOP (Drilling/Completion Workover On Paper , Reacondicionamiento

en Perforación/Completamiento por Escrito)

Preparación de EquipoEntrenamiento en los usos de los sistemas y huellas de los equipos (Vista superior 2D) da a todoslos miembros y no miembros del equipo un buen entendimiento de la distribución en la locacióndonde se ubica el pozo.

Los HAZOPs y HAZIDs son procesos sistemáticos para identificar riesgos. “Usted no puedemanejar lo que no conoce”.

HAZOP es una revisión de sistemas de proceso y procedimientos operativospara confirmar si estos operarán como se desea, sin adicionar algún riesgoevitable.

HAZID es una identificación de todos los riesgos potenciales, los cuales podríanresultar de una operación en una facilidad o de una actividad llevada a cabo. UnHAZID esta basado en el proceso HAZOP pero es más flexible.

DWOP/CWOP es el programa del pozo por escrito; todo servicio involucrado enla actividad del pozo tiene representación en estas reuniones para discutirpuntos de vista o expresar cualquier inquietud.

La preparación del equipo es entonces finalizada y su funcionamiento probado antes de serdespachado a la ubicación del pozo.

El proceso del P&ID es completado, en cierto grado, para todas la locaciones de pozo. Lacomplejidad de los P&ID variará mucho dependiendo de la región, características del pozo, yasuntos públicos/ambientales.

El proceso del P&ID puede tomar mucho tiempo. Para la aprobación y finalización del documento,

este tiene que ser aceptado y firmado por todos los representantes involucrados.En ciertas regiones, el representante de la compañía operadora llamará a la base regional delproveedor del servicio y preguntará por los equipos en ese día, así como por la cuadrilla delpersonal operativo. Muchas veces no existe un proceso de P&ID, pero los parámetros del pozoserán definidos en el programa de perforación.

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Diagrama P&ID Básico

La disposición del equipo puede tener requerimientos jurisdiccionales. Esté conciente de lasdistancias necesitadas entre los equipos en la región en la que trabaja. Generalmente, estosdetalles serán tratados en el proceso del P&ID, aunque una lista de chequeo pre-operacionaltambién asegurará que los requerimientos sean cumplidos.

Diagrama de Flujo de Proceso (PFD)

Los Diagramas de Flujo de Proceso (PFDs) son la forma más básica del P&ID. El PFD esgeneralmente un diagrama de línea que indica el camino recorrido por el flujo entre equipos, estees usualmente el primer esquema realizado y puede ser usado para informar a otros laconfiguración del proceso sin profundizar a un gran detalle del mismo.

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© 2 0 0 7 W e a t h e r f o r d .

A l l r i g h t s r e s e

r v e d . P

r o c e s s F l o w

D i a g r a m

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8 FAMILIARIZACION CON EL EQUIPO DE PERFORACION

Los Taladros o Equipos de perforación y mantenimiento convencionales operan con el Cabezal dePozo desinstalado y colocando el sistema de Preventores de Reventones; estos taladros tienensimilitudes y algunas diferencias. El sistema de BOPs debe ser instalado para controlar el pozomientras la tubería es movida hacia arriba y hacia abajo en el agujero; la presiones contenida enel pozo mediante el preventor anular.

Los taladros de perforación, como indica su nombre, perforan la formación de interés. Laperforación se realiza adicionando longitudes de tubería a la sarta de perforación, una a la vez,con la broca (o barrena) de perforación yendo más profundo en la roca.

El lodo de perforación es adicionado al agujero para lubricar la broca y para vencer la presión dela formación cuando esta es perforada. En la perforación convencional, si el peso del lodo es muyliviano el pozo se arrancará.

El personal para operar un Taladro de Perforación:

El Jefe del Equipo de Perforación (ToolPusher) es el responsable por lasoperaciones del taladro, suministros, ymantenimiento necesitado por esteequipo. El Tool Pusher es tambiénllamado el Encargado del Taladro. Estetrabajará de cerca con el representantede la compañía operadora en las

actividades de perforación del pozo. El Perforador es responsable por la

cuadrilla de perforación, el funcionamiento del taladro, y operar el malacate para levantar ybajar la tubería en el pozo. El perforador observará los indicios de problemas de control delpozo y corregirá estos para mantenerlo controlado.

El Encuellador es responsable por guiar la tubería hacia los peines del encuelladeromientras esta es sacada del pozo y parada a un lado del mástil o torre del equipo. Tambiénson responsables por dirigir la tubería del encuelladero a los elevadores para correr estaen el pozo. Cuando el encuellador no es necesitado en la torre, se encarga de monitorearel peso y otras propiedades del lodo, así como de monitorear tanques o presas de lodo,zarandas o temblorinas, y ayudar en el control de pozo.

El Mecánico es responsable de la operación y mantenimiento de los motores en la

locación donde se encuentra el taladro, así como calentadores, bombas de agua, y tuberíaasociada con estos.

El personal de Piso o cuñeros son responsables de hacer las conexiones ydesconexiones de tubería; también deben mantener organizado el taladro y limpias lasherramientas y equipo.

Los taladros de servicio o reacondicionamiento a pozos son normalmente equipos portátiles en elcual la torre o mástil es levantado y extendido (Tipo telescópico) en su longitud total por un

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sistema hidráulico. Los taladros de servicio son utilizados en un pozo (después de completada laperforación) para bajar o cambiar la tubería de producción y realizar corridas de cañoneo,bombas de subsuelo, y varillas en aplicaciones de bombeo mecánico.

Componentes de Torrede Servicio a Pozos

1. Cabina2. Motores3. Indicadores de Motores4. Eje de Dirección5. Eje de Transmisión6. Gatos para nivel y pedestal7. Viga de Carga y geomembrana8. Pasarela9. Plataforma del Perforador10. Piso de Trabajo11. Tanque hidráulico

12. Tanque hidromático13. Caja de Baterías14. Panel de Distribución Eléctrica15. Carrete de perforar o principal16. Carrete de Suabeo17. Auxiliar de Carrete de Suabeo18. Panel de Control Perforador19. Indicador de carrete de Suabeo20. Patas21. Bloque de la corona22. Caja de la Corona23. Escalera del Taladro24. Canasta para varillas

25. Trabajadero26. Sistema de Levantamiento27. Mástil Telescópico28. Controles del mástil29. Líneas de carga30. Línea de llaves de potencia31. Línea de Suabeo32. Línea de Perforar33. Línea Auxiliar de Suabeo34. Bloque viajero35. Gancho36. Elevadores37. Llaves de potencia38. Preventores39. Salida de válvula40. Cabezal de Pozo

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El personal para operar un taladro de servicio no es muy diferente a un taladro de perforación:

El Jefe del Equipo de Perforación (Tool Pusher) es el responsable por las operacionesdel taladro, suministros, y mantenimiento necesitado por este equipo. El Tool Pusher estambién llamado el Encargado del Taladro. Este trabajará de cerca con el representante

de la compañía operadora en las actividades de perforación del pozo. El Perforador es responsable por la cuadrilla de perforación, el funcionamiento del

taladro, y operar el malacate para levantar y bajar la tubería en el pozo. El perforadorobservará los indicios de problemas de control del pozo y corregirá estos paramantenerlo controlado.

El Encuellador es responsable por guiar la tubería hacia los peines del encuelladero,mientras esta es sacada del pozo y parada a un lado del mástil o torre del equipo.También son responsables por dirigir la tubería del encuelladero a los elevadores paracorrer esta en el pozo. Cuando el encuellador no es necesitado en la torre, se encarga demonitorear el peso y otras propiedades del lodo, así como de monitorear tanques opresas de lodo, zarandas o temblorinas, y ayudar en el control de pozo.

Los Encargados de la Caldera son responsables por la operación y mantenimiento dela caldera y el sistema de vapor. El personal de Piso o cuñeros son responsables de hacer las conexiones y

desconexiones de tubería; también deben mantener organizado el taladro y limpias lasherramientas y equipo.

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CALCULOS MATEMATICOS BASICOS

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Manual SWT- Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Cálculos Matemáticos Básicos


1 CONVERSION DE UNIDADES

Las matemáticas son usadas cada día así nos demos cuenta o no; cuando compramos algo,viajamos a algún sitio, o nos preguntamos cuanto material es necesario para completar unproyecto.

Las matemáticas son usadas regularmente dentro de la industria de petróleo y gas. Presiones,temperaturas, volúmenes y tiempo si no son manejados correctamente puede tener seriasconsecuencias.

El sistema métrico es tan aceptado como el sistema internacional de medidas (SI), abreviadouniversalmente con SI (del francés Le Système d'Unités Internacional). En los Estados Unidos deNorteamérica las unidades del SI no son aceptadas por la mayor parte de la población, en su lugarse utiliza las unidades inglesas o el sistema imperial.

Las unidades inglesas incluyen el galón estadounidense en lugar del galón de vino de la Reina Ana y la fanegada estadounidense en lugar de la fanegada del Winchester. Combinaciones de lossistemas Anglosajones y romanos y ajustado durante los siglos después de la batalla de Hastingsen 1066, extensión de unidades inglesas en todas partes de las Islas británicas y coloniasbritánicas que forman la base del sistema Imperial y el sistema comúnmente usado hoy en losEE.UU.

La creación del Sistema decimal Métrico sucedió durante el tiempo de la Revolución francesa, el22 de junio de 1799. En los Archivos de la República en París esto puede ser visto como laprimera intervención al desarrollo del presente Sistema Internacional de Unidades.

Prefijos SI

Prefijo Símbolo Magnitud (Multip licar por)

kilo k 103 1000

hecto h 102 100

deca da 10 10

- - - -

deci d 10-1 .1

centi c 10-2 .01

mili m 10-3 .001

Las unidades de medida comunes del SI son el metro, gramo, segundo, y amperios.

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Un ejemplo del uso de este sistema es:

0.005 Km. = 0.05 hm = 0.5 dam = 5 m = 50 dm = 500 cm = 5 000 mm

O

3 kg = 30 hg = 300 dag = 3 000 g = 30 000 dg = 300 000 cg = 3 000 000 mg

Ejemplo: Convertir 25 kilogramos a gramos.

g_Kg_

g_Kg_ 00025

1

1025

3

=×

Ejemplo: ¿Cuantos milímetros hay en un kilómetro?

mm_km_

mm_km_ 0000001

1

101

6

=×

Medimos todas las clases de cosas en nuestras vidas: tiempo, dinero, velocidad, etc. Losinstrumentos que nosotros usamos para medir estas cosas son llamados unidades.

Si nos quedamos en un lugar todo el tiempo, las unidades son tan comunes que a menudodejamos de especificarlas. ¿Si alguna tarde, alguien le pregunta, " qué hora es?” Usted solamentecontestaría, "2:30". Usted no diría, " son las dos horas y treinta minutos pasado el mediodía"porque las unidades de horas y minutos desde 12:00 son entendidas.

Si usted mira en los clasificados del periódico ofertas de trabajo en los Estados Unidos, colocaránlos salarios como 40 k, 80 k, o 120 k. Es asumido que significa 40,000 dólares por año, etc.También, en EU, cuando usted se acerca a una zona escolar y ve un letrero que dice límite develocidad 20, usted sabe que esto quiere decir mantener su velocidad de coche en 20 millas porhora o menos.

En su t rabajo us ted medirá diferentes cosas con di ferentesunidades

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Si usted va a otro país o estudia una nueva cultura, las unidades pueden ser muy diferentes de lasque usted ha usado antes. Si usted quiere hacer uso o entenderlas, usted tiene que aprender aconvertir de una clase de unidades a otra.

El uso de un Sistema de Unidades equivocado puede llevar a grandes problemas

Esta sección cubrirá tres modos diferentes de convertir a unidades diferentes.

1. Adición Simple

2. Multiplicación Simple

3. Multiplicación por uno

Adic ión Simple

El primer tipo de conversión es la adición simple. Este es usado para convertir de una unidad aotra sumando un valor constante. Un ejemplo de este tipo de conversión es el caso de conversiónde temperaturas relativas a temperaturas absolutas (Grados Celsius a Kelvin, Grados Fahrenheita Rankine).

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Multiplicación SimpleEl segundo tipo de conversión es la multiplicación simple. Este tipo de conversión consiste enmultiplicar una unidad por un factor conocido para convertirla a otra unidad. Este es el tipo máscomún de conversión.

Algunos factores de conversión son los siguientes:

Propiedad S. Ingles S.IntFactor de

Conv.Propiedad S. ingles S.Int

Factor deConv.

Tamañoboquilla Broca

32avos/pulg mm 0.793 Presión inH2O kPa 0.24884

Concentración ppm mg/L 1.0 inHg kPa 3.38639

Densidad ppg kg/ m³

119.82Gradientede Presión

psi/ft kPa/m 22.618

Viscosidad deembudo

sec./qt sec./L 1.057 Caudal gpm lpm 3.78

Caudal de gas MMscfd10

6

m³/ día

28.3168 gpm m³/min 0.00378

Mscfd10

3

m³/día28.3168 bbl/min m³/min 0.1589

scfd m³/día 0.0283168 scfm m³/min . 0.0283168

m3/día scfd 35.3147 Ton larga 2240 lb Tonelada 1.016

dec103m3/día

1.0Tonmétrica

1000 kg Tonelada 1.0

Peso en gancho lb N 4.448 Ton corta 2000 lb. Tonelada 0.907

distanc ia pulg mm 25.4 Torque Lb·pie N.m 1.355

pulg cm 2.54 Velocidad pie/min m/min 0.3048

pulg m 0.0254 mph kph 1.609

pie m 0.3048 pulg/sec m/sec 0.0254

Pie pulg 12.0 pie/hr m/hr 0.3048

yd m 0.9144 Viscosidad cp mPa.s 1.0

milla km 1.609 Volumen mL cm3 1.0

Masa lineal lb/pie kg/m 1.488 L m³ 0.001

Volumen lineal bbl/pie m³/m 0.5216 US gal L 3.785

Concentrac. deMaterial

lb/bbl kg/m³ 2.85 US gal m³ 0.003785

Peso masa lb kg 0.4535 IMP gal L 4.546

Libras fuerza lb N 4.448 IMP gal m³ 0.004546

potencia hp W 745.7 bbl m³

0.1589

Presión psi kPa 6.894 bbl US gal 42

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Abreviaciones

símbolo nombre Unidad de símbolo nombre Unidad de

bbl Barril volumen inH2O Pulgadas deagua presión

cP Centipoise viscosidad Pa pascales presióngal galón volumen lpg Libras por

galóndensidad

gpm galón por minuto Caudal debombeo

ppm Partes pormillón

concentración

HP Caballos deFuerza

Potencia psi Libras porpulgada

cuadrada

presión

Pulg pulgada Distancia Qt cuarto volumenKph Kilómetros por

hora

Velocidad RPM revolución por

minuto

velocidad

lb libra Fuerza omasa

scfd Pies cúbicosestándar por

día

Caudal de gas

Lpm Litros por minuto Caudal delBombeo

W vatios potencia

Mph Millas por hora Caudal degas

yd yarda distancia

scfm Pies cúbicosestándar por

minuto

Caudal degas

ft Pie Distancia

Multiplicación por UnoEl tercer tipo de conversión es la multiplicación por uno. Este tipo de conversión se base en lapropiedad del número neutro la multiplicación que indica que la multiplicación de cualquiernúmero por 1 resulta el mismo número. Si multiplicamos una unidad por la división de dosunidades cuya magnitud sea equivalente, el resultado no se verá alterado matemáticamente.

Ejemplo 1. Convertir 48 pulgadas a pies.

Sabemos que 1 pie = 12 pulgadas, luego

112

1=

lg pu_

pie_

Entonces,

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pies_ pies_

lg pu_

pie_lg pu_lg pu_ 4

12

48

12

148148 ==∗=∗

Ejemplo 2. Imagínese que usted ha llevado a su hijo y tres de sus amigos a comer pizza. Mientrasusted espera que se cocine su pizza, los muchachos quieren jugar un videojuego. Este cuesta ¾de dólar por cada juego y todos los cuatro muchachos quieren jugar. ¿Cuántos dólares tendrá quegastar usted para conseguir a los suficientes cuartos para que los muchachos puedan jugar?

Primero, calcule cuantos cuartos usted necesita.

cuartos_ juego_

cuartos_ juegos_ 12

1

34 =×

Ahora convierta los 12 cuartos en una cantidad igual de dólares. Para hacer esto podemosmultiplicar por una cantidad igual a 1. Sabemos que 4 cuartos de dólar = 1, así, la expresiónsiguiente es verdadera

14

1=

cuartos_

dolar _

Así, nosotros multiplicamos 12 cuartos por la expresión igual a 1.

cuartos_

dolar _cuartos_

cuartos_

dolar _cuartos_

4

121

4

112

×=×

La cantidad, cuartos, está tanto en la parte superior como en la inferior de la fracción, entoncesellos se cancelan el uno al otro. Entonces usted divide 12 por 4 para conseguir la respuesta final.

dolares_cuartos_

dolar _cuartos_3

4

112=

×

Así, usted necesita dar a su hijo $3 para que el y sus amigos puedan jugar el video juego.

Ejemplo 3. Le han dicho que un compresor produce 50,000 SCFH (pies cúbicos estándar porhora). Su cliente está acostumbrado a escuchar la capacidad de salida del compresor en SCFM(pies cúbicos estándar por minuto). ¿Cómo los convertiría usted?

Recuerde que usted siempre puede multiplicar n cantidad de veces 1 sin cambiar el valor. Ustedsabe que hay 60 minutos en una hora, así 1 minuto hr/60 = 1. Luego, usted puede multiplicar50,000 SCFH por 1 minuto hr/60.

minhr

hr _ ft _ ,

min_

hr _

hr

ft , std std

60

100050

60

100050

33

×

×=×

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La cantidad, horas, está tanto en la parte superior como en la inferior de la fracción, entonces ellosse cancelan el uno al otro. Entonces, usted divide 50,000 por 60 para conseguir la respuesta.

SCFM _

min

ft

min_

ft _ ,

min_hr

hr _ ft _ , std std 833833

60

00050

60

100050 333

===

×

×

Ejemplo 4. Usted trabaja sobre un pozo que fluye 40,000 barriles por día. Para hacer los cálculossobre su equipo, usted necesita el caudal en galones. ¿Cómo los convertiría usted?

Primero, encuentre una cantidad que sea igual a 1. Usted revisa su carta de conversión y ve que 1barril es igual a 42 galones. Entonces usted sabe que 42 galones/1 barril = 1. Entonces ustedmultiplica 40,000 barriles por 42 galones/1 barril.

barril_

galones_barriles_ ,

barril_

galones_barriles_ ,

1

4200040

1

4200040

×=×

La cantidad barriles esta tanto en la parte superior e inferior de la fracción anulándose entre ellosmismos. Luego usted multiplica 40,000 por 42 para tener la respuesta.

galones_ , ,galones_ ,barril_

galones_barriles_ ,00068014200040

1

4200040=×=

×

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2 AREA DE FORMAS COMUNES

Las siguientes abreviaciones son usadas para las formulas a continuación: A = ÁreaP = Perímetro - “el tamaño de algo esta dado por la distancia alrededor de él”C = Circunferencia – Perímetro de un circuloV = VolumenS = Área de la superficieπ = 3.1416

Al calcular formulas matemáticas se puede usar un acrónimo para recordar el orden alcalcular como PEDMAS:

Paréntesis ( ), [ ]Exponente 103 División ÷, ⁄ Multiplicación x, · Adición +Sustracción –

Circulo

Si el diámetro de un revestimiento de pozo es 7 pulgadas, ¿Cual es su área?

¿Cual es su circunferencia?

r

d

4

22 d

or A π

π = d or C π π 2=

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r = 3.5", d = 7.0".πd2/4 = A

π x (7 pulg)2/4 Exponente π x 49 pulg2/4 División

π x 12.25 pulg² Multiplicación 38.48 pulg²

An il lo Circular

Cuando una tubería es colocada dentro del revestimiento el área cambiará. ¿Cual es el área delrevestimiento ahora?

D

d

r

R

4

)()(

2222 d D

or R A −

−=π

π

D = 7.0", d = 2.88": R = 3.5”, r = 1.44" A = π (D2 – d2)/4

π x(D2 – d2)/4 Valores entre paréntesis primero π x[(7 pulg)2 –( 2.88 pulg)2]/4 Exponente π x (49 pulg2 –8.27 pulg2)/4 Sustracción π x 40.73 pulg2/4 División π x10.18 pulg2 Multiplicación 31.99 pulg2

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Rectángulo

W

l

wl A ⋅= wlP 22 +=

Si el valor de W = 6" y el valor de l = 5.5" 5.5 pulg x 6 pulg Multiplicación 33 pulg²

Triangulo

b

h ca

hb A ⋅=

2

1 cbaP ++=

Si el valor de a =128.1', b = 110', c =104.4', h = 100' ¿Cual es el área?

½ x b x h Dividir 0.5 x b x h= 0.5 x 110 pie x 100 pie Multiplicar 5500 pie²

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3 VOLUMENES DE FORMAS COMUNES

Esfera

r

d

33

6

1

3

4d or V π π =

Si el valor de d = 10" y r = 5" 4/3 x π x r 3 = 4/3 x π x (5 pulg)³ Exponente 4/3 x π x 125 pulg3 Dividir 1.33 x π x 125 pulg3 Multiplicar 523.59 in3

Caja Rectangular

lw

h

hwlV ⋅⋅=

Si los valores de h = 4", w = 3.5" y l = 8.25"

4 pulg x 3.5 pulg x 8.25 pulg Multiplicar 115.5 pulg3

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Cilindro Circular

h

r

d

hd

ohr V 4

22 π

π = dhorhS π π 2=

Considere que este ejemplo es un pozo entubado sin tubería de producción en él, profundidad9,840 pies

Si los valores de h = 9,840’, d = 7" y r = 3.5" ¿Cual es el volumen?

Lo primero es convertir todo a las mismas unidades, 9,840 pies a 118,080 pulg

π x (7 pulg)²/4 x h Exponente π x 49 pulg²/4 x h Dividir π x 12.25 pulg² x h Multiplicar 4,544,251 pulg³ (Para convertir a pies3, divida 4,544,251 por 12 x 12 x 12 =

1728 para tener en cuenta los tres planos Largo, Ancho y Alto) 4,544,251 pulg³/ 1,728 pulg³/ft3

2,630 pie³

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Cilindro de Anillo Circular

h

r

d

D

R

4

)()(

2222 hd D

ohr RV −

−=π

π

Considere el mismo pozo a 9840 pies. Tubería de producción se coloca dentro de la tubería derevestimiento y la tubería tiene un tapón. ¿Cual es el volumen de líquido en el revestimiento?

Revestimiento = 7"; Tubería = 2.88"; h = 118,080"

π x [(7 pulg)2-(2.88 pulg)2] x h/4 Paréntesis, Exponente π x (49 pulg2-8.29pulg2) x h/4 Sustracción π x 40.71 pulg2 x h/4 División π x 10.18 pulg2 x 118,080 pulg Multiplicación 3,776,365 pulg3 (para convertir a pies, divida 3,777,701 por 1728 pulg3/pie3 ) 2185.4 pie³

Si el volumen en pies cúbicos es convertido a barriles el volumen del fluido es 389.2 bbls.

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4 FRACCION Y PORCENTAJE

FracciónDefinimos una fracción como cada una de las partes separadas de un todo o consideradas comoseparadas. Al sumar cada parte de este todo, el resultado será la unidad (uno).

Total_Valor

_Valor _Fracción

11=

Total_Valor

_Valor _Fracción

22 =

… Total_Valor

n_Valor n_Fracción =

121 =+++ n_Fracción_Fracción_Fracción K

Porcentaje

Se define porcentaje como una parte de un todo expresado en cientos.

Muchas cosas son descritas usando porcentaje.

El meteorólogo dice que mañana hay una posibilidad del 50 %de lluvia.

Los grandes almacenes tienen una venta y venden la ropa con

el 20 % de descuento.

En el tiempo de revisión, su sueldo puede ser incrementado en5 %.

¿Qué significa esto?

¿Cómo calculamos porcentajes?

En la figura a la derecha, la barra gris abarca un 30% de la

grafica.

Otro modo de definir un porcentaje es: una fracción con 100 como denominador.

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En nuestro ejemplo del meteorólogo que predice una posibilidad del 50 % de lluvia, aquelporcentaje sería definido como 50/100. Si usted divide esto, usted obtiene el porcentaje expresadocomo una fracción del total (un decimal, valor menor a 1).

50% es lo mismo que 0.50

Aquí están los pasos para resolver un problema de porcentaje.

Solución1. Exprese el porcentaje como un decimal.2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje.3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original.

Miremos el ejemplo de venta de ropa. Suponga que usted fue a los grandes almacenes el día deventas especiales y encontró un par de pantalones que a usted le gustan. Los pantalonesoriginalmente cuestan $50000. ¿Cuanto cuestan ahora si el descuento es del 20 %?

Solución

1. Exprese el porcentaje como decimal.

200100

2020 .% ==

2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje.

10000500002005000020 $$.$_de_% =×=

3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original.Ya que esto es el 20 % de descuento, restaremos el 20 %.

400001000050000 $$$Venta_de_ecioPr =−=

Ahora, miremos el ejemplo del sueldo. Imagínese que en el 2007, su sueldo era 40,000 dólares.Para el año 2008, su jefe dijo que él le daría un aumento del 5 %. ¿Cual será su sueldo del 2008?

Solución

1. Exprese el porcentaje en decimal.

050100

5

5 .% ==

2. Multiplique el decimal por el número del que usted quiere el porcentaje.

200000040050000405 $ ,$. ,$_de_% =×=

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3. Sume o reste el porcentaje obtenido de la cantidad original.Ya que su jefe prometió un incremento de salario, nosotros sumaremos el 5%.

000,42$2000$000,40$ _ =+=Salario Nuevo

Fracción a Porcentaje

Si deseamos convertir una fracción a porcentaje solo debemos multiplicar la fracción por 100.

100⋅= FracciónPorcentaje%

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5 GRAVEDAD ESPECIFICA DE LIQUIDOS Y SOLIDOS

En la descripción de la densidad de un material, es una práctica aceptada compararla con ladensidad de una sustancia común. Para líquidos o alimentos sólidos, la gravedad específica es laproporción de la densidad de un material comparado con la densidad del agua a 60 º F (15 º C).La densidad del agua a 60 º F es 62.4 lb/ft3. La tabla siguiente cataloga la gravedad específica dealgunos materiales comunes.

Líquido o SólidoGravedadEspecifica

Madera 0.70

Aceite de Oliva 0.70 Acetona 0.79 Aceite - Crudo 0.88Sodio 0.97

Agua 1.00 Agua de Mar 1.03 Acido Acético 1.05 Aluminio 2.80 Arena (cuarto) 7.00

Acero 7.70

La madera tiene una Gravedad Especif ica menor que 1.00, por eso f lota

La densidad del agua a 60ºF (15ºC) es

62.4 lb/ft3 , 8.34 lb/gal (Sistema Ingles)

1000 kg/m3 , 1 g/cm3 (Sistema Métrico)

Nota: Ya que la gravedad específica de líquidos y sólidos esta comparada con la densidaddel agua, algo con una gravedadespecífica por debajo de 1.00 flotará enel agua. Por ejemplo, la madera tieneuna gravedad específica de 0.70. Ya queésta es menor que 1.00, la madera flotaráen el agua.

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Para convertir una GE (gravedad específica) de un líquido o sólido a una densidad, ustedsimplemente multiplica la gravedad específica de la sustancia por la densidad del agua.

Densidad liquido o sólido = GE liquido o sólido x Densidad agua

Problema Ejemplo

¿Cual es la densidad de la acetona?Densidadliquido = GEliquido x Densidadagua

Miramos en la tabla y encontramos que la GE de la acetona es 1.05. Entonces reemplazamosesta en la formula.

Densidadliquido = GEliquido x Densidadágua = 1.05 x 62.4 lb/ft3 = 65.5 lb/ft3

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6 GRAVEDAD ESPECIFICA DE GASES

Para un gas, la gravedad específica es la proporción de la densidad de un material comparadocon la densidad del aire a temperatura y presión estándar (60 º F y 14.7 PSI). La densidad del aireen estas condiciones es 0.0763 lb/ft3. La tabla siguiente cataloga la gravedad específica dealgunos gases comunes en condiciones naturales.

Líquido o SólidoGravedadEspecifica

Hidrogeno (H) 0.07

Helio (He) 0.14

Metano (CH4) 0.55

Vapor de Agua 0.62

Monóxido de Carbono(CO)

0.97

Nitrógeno (N2) 0.97

Aire 1.00

Oxigeno (O2) 1.10

Dióxido de Carbono (CO2) 1.52

Un globo lleno con cualqu ier Gas con GE menor a 1.0 flotará

La densidad del aire a 60ºF y 14.7 psi es

0.0763 lb/ft³ (Sistema Ingles)

1.22 kg/m³ (Sistema Métrico)

Nota: Ya que la gravedad específica de ungas esta comparada con la densidaddel aire, algo con una gravedadespecífica por debajo de 1.00 flotaráen el aire. Por ejemplo, el helio tieneuna gravedad específica de 0.14. Espor eso que un globo lleno del helioflota.

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Para convertir la GE (gravedad específica) de un gas a una densidad, usted simplementemultiplica la gravedad específica del gas por la densidad del aire.

Densidadgas = GEgas x Densidadaire

Problema Ejemplo

¿Cual es la densidad del metano?

Densidadgas = GEgas x Densidadaire

Miramos en la tabla y encontramos que la GE del metano es 0.55. Entoncesreemplazamos esta en la formula.

Densidadmetano = GEmetano x Densidadaire = 0.55 x .0763 lb/ft3 = 0.042 lb/ft3

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7 PRESION Y TEMPERATURA

Presión

La presión es una magnitud física que mide la fuerza por unidad de superficie.

Presión atmosférica

La presión atmosférica es el peso del aire sobre la superficie terrestre. La atmósfera genera unapresión promedio de 14.7 psi (101325 Pa) al nivel del mar, aproximadamente una Kilogramo por

centímetro cuadrado. Pero cuando el aire está frío desciende, haciendo aumentar la presión yprovocando estabilidad. Cuando el aire está caliente asciende, haciendo bajar la presión yprovocando inestabilidad.

Menor AreaMayor Presión

Mayor AreaMenor Presión

Fuerza

Fuerza Area

FuerzaPRESION =

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Presión Manométrica y Absoluta

Normalmente, los instrumentos miden la presión sin tener en cuenta la presión atmosférica, esdecir, se asume un nivel de referencia asumiendo la presión atmosférica como nivel cero depresión. A esta presión se le denomina presión relativa, presión normal, presión de gauge o

presión manométrica.Cuando para la medición de la presión se considera también la presión atmosférica, esta nuevapresión se denomina Presión Absoluta. Consecuentemente, la presión absoluta es la presiónatmosférica más la presión manométrica.

P Absoluta = P Atmosférica + PManométrica

Presión Hidrostática

Un fluido pesa y ejerce presión sobre lasparedes, sobre el fondo del recipiente que locontiene y sobre la superficie de cualquier objetosumergido en él. Esta presión, llamada presiónhidrostática, provoca, en fluidos en reposo, unafuerza perpendicular a las paredes del recipienteo a la superficie del objeto sumergido sinimportar la orientación que adopten las caras. Sila sustancia fluyera, las fuerzas resultantes delas presiones ya no serían necesariamenteperpendiculares a las superficies. Esta presióndepende de la densidad del fluido en cuestión yde la altura a la que esté sumergido el cuerpo.

Presión Hidrostática para líquidos

La presión hidrostática de una columna de líquido es muy importante en perforación e inducciónde pozos. Básicamente usted solo calcula el peso del líquido y lo divide por el área para conseguiruna presión hidrostática.

Ejemplo:Calcular la presión hidrostática de una columna de agua que tiene 1 pie de alto y 1 pulgadacuadrada de área.La densidad del agua es 62.4 lb/pie3 y que habrán 1728 pulg3 en un pie3. Entonces cada pulgadacúbica pesa:

33

3

30361110

1728

1462

lg pu

lb.

lg pu_

pie_

pie

lb. =⋅

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1 pulg3 = 0.036111

Area: 1

Altura: 1 ie = 12

Ya que hay 12 pulgadas cúbicas, el peso sería:

lb_.

lg pu

lb.lg pu_ 433330036111012

3

3=⋅

Dado que la presión es una fuerza (peso) sobre un áreaestonces la presión será igual:

22433330

1

43330

lg pu

lb.

lg pu_

lb_.

} Area{

}Fuerza{ P ===

Existen diferentes formulas para el calculo de presiónhidrostática que incluyen un factor de conversióndependiendo de las unidades de densidad (peso porunidad de volumen) y altura de la columna que se utilizan.

Las más utilizadas son:

Sistema Ingles: ] pies[ Altura]gal / lb[ Densidad .] psi[P ca Hidrostati ⋅⋅= 0520

Si usamos GE: ] pies[ AlturaGE .] psi[P ca Hidrostati ⋅⋅= 43330

Sistema Metrico: ]m[ Altura]m / Kg[ Densidad .]Pa[P ca Hidrostati ⋅⋅=3819

Si usamos GE: ]m[ AlturaGE ]Pa[P ca Hidrostati ⋅⋅= 9810

La altura de la columna es la Al tura Vert ical Verdadera. Observe en el cálculo anterior que si lacolumna era ancha en la parte superior o en el medio esto no afectará el resultado de la presión.

Así, en un revestimiento de 10" sentado a 5000' y un agujero de 4" perforado hasta 6000' lapresión de fondo resultante con una columna llena de agua es igual a la presión de fondo con unacolumna llena de agua hasta 6000' en un agujero de cualquier tamaño. Técnicamente, el líquidorealmente cambia de densidad con cambios de presión y temperatura pero los cambios sonbastante pequeños por lo que pueden ser ignorados.

Ejemplo,

Encuentre la presión hidrostática de una columna de líquido dado lo siguiente: ft ofundidad 6000Pr =

1.1.. = E G

gal

lb

gal

ft

ft

lbdensidad agua

34.8

48.7

4.62 3

3 =×=

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052.×××= d profundidaGE densidad HD agualiq

psi ft

gal

lb2862052.60001.1

34.8=×××=

Presión Hidrostática para Gases

La fórmula para la presión hidrostática de un líquido se mantiene verdadera sólo para fluidos nocompresibles. Si el fluido es compresible la densidad cambia cuando la presión aumenta. Estoafecta la presión ejercida por la columna de fluido. La fórmula para la presión hidrostática degases no es exacta, pero es una buena estimación para resultados prácticos. Para columnasestáticas de gas un método relativamente fácil es usando la fórmula siguiente:

Para sistema ingles:

]Pies[

]Pies[ Altura] psi[PGE .] psi[P SuperficieGAS ca Hidrostati

1000030 ⋅⋅⋅=

Ejemplo:

Calcular la presión de una columna de gas dados los siguientes datos:

Altura de la columna = 4000 piesPresión en Superficie = 5000 psiGEGAS = 0.65

Pies

Pies psi..P ca Hidrostati

1000

40005000650030 ⋅⋅⋅=

4500001950 ⋅⋅= psi.P ca Hidrostati

psi.P ca Hidrostati 50000780 ⋅=

psiP ca Hidrostati 390=

Calcular la presión para las siguientes condiciones estáticas de gas en pozo:

Profundidad Presión de Gas en Cabeza de Pozo GE3000 ft 1000 psi 0.707500 ft 1500 psi 0.5513,000 ft 2900 psi 1.00

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Para sistema métrico:

]m[

]m[ Altura]Pa[PGE .]Pa[P SuperficieGAS ca Hidrostáti

1000

0984250 ⋅⋅⋅=

Cálculos de Presión de Fondo (BHP)

La presión en el fondo de un pozo bajo condiciones estáticas puede ser definida como la suma delas presiones ejercidas por las columnas de fluidos y la presión registrada o aplicada en superficie.

GAS N LIQ LIQ LIQ PH PH PH PH WHP BHP +++++=−−−

K21

Donde:

BHP = Presión de Fondo (Bottom hole Pressure)WHP = Presión en cabeza de pozo (Wellhead Pressure)PHLIQ-1 = Presión hidrostática de columna liquido 1PHLIQ-2 = Presión hidrostática de columna liquido 2PHLIQ-N = Presión hidrostática de columna liquido NPHGAS = Presión hidrostática de columna de gas

Temperatura

La temperatura es la magnitud física que expresa el grado o nivel de calor de los cuerpos o delambiente. Existen diferentes escalas para medir la temperatura, las cuales se pueden clasificar enescalas relativas o escalas absolutas.

La escala de temperatura en grados Celsius (o Centígrados) y los grados Fahrenheit tienenreferencia a los puntos de congelación y de ebullición del agua. Estas son escalas relativas aestos valores.

La escala Kelvin y Rankine son escalas con referencia al cero absoluto de temperatura El ceroabsoluto es la temperatura teórica más baja posible. A esta temperatura el nivel de energía delsistema es el más bajo posible, por lo que las partículas carecen de movimiento.

En la escala Celsius, el agua se congela en 0ºC y hierve a los 100 ºC.

Esto quiere decir que hay 100 grados Celsius

entre la congelación y la ebullición.En la escala de Fahrenheit, el agua se congelaen 32 ºF y hierve en 212 ºF.

Esto quiere decir que hay 180 gradosFahrenheit entre la congelación y la ebullición.

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Un grado Celsius es más grande que un grado Fahrenheit

La escala Kelvin tiene el mismo tipo de gradosque la escala Celsius. Cero grados Kelvincorresponden a -273 ºC. Para convertir deCelsius a Kelvin, usted solamente añade 273.

De la misma manera, la escala Rankine tiene elmismo tipo de grados que la escala Fahrenheit.

Cero grados Rankine corresponden a -460 ºF.Para convertir de Fahrenheit a Rankine, añada460.

Una Substancia no t iene energía en el Cero Absoluto

En resumen,

K = ºC + 273 R = ºF + 460

Problema Ejemplo

Convertir 48ºF a Rankine.

R = ºF + 460 = 48 + 460 = 508 R

Para convertir los grados Celsius a Fahrenheit y viceversa se aplica las siguientes formulas:

3281 +×= )C .(F oo 81

32

.

F C

oo −

=

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Ejemplos:Convertir 100oC a oF

F ).()C .(F ooo 2123218032100813281 =+=+×=+×=

Convertir 50oF a oC

C ...

F C o

oo 10

81

18

81

3250

81

32==

−=

−=

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DESCRIPCION DE EQUIPOS YHERRAMIENTAS MANUALES

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SWT Manual – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Descripción de Equipos y Herramientas


1 HERRAMIENTAS MANUALES

Cuando se realiza algún trabajo en sitio se requiere apoyar al supervisor a armar o desamarequipos los cuales se requieren de la utilización de las siguientes herramientas las cuales serándescritas a continuación:

LLAVES DE TUBO:

Utilizadas como indica su nombre, para sujetar tubos oherramientas cilíndricas de diferentes tamaños dependiendodel ajuste de la llave. Comúnmente estas llaves estándisponibles en tamaños desde 8” a 60”, dependiendo de laaplicación.

LLAVES AJUSTABLES:

Las llaves ajustables, al igual que las fijas, son herramientas demontaje, construidas en acero de gran dureza y resistencia.Sirven, al igual que las fijas, para apretar y aflojar bien tornillosy/o tuercas. Se diferencian de las llaves fijas en que su bocapresenta dos partes; una fija y otra móvil. La parte móvil puededesplazarse hasta conseguir la abertura necesaria para ajustar eltornillo o tuerca a roscar o desenroscar.

LLAVES DE GOLPE:

El usar solamente untorquímetro no será suficientepara obtener el requerimientode torque adecuado. Elrequerimiento de torqueadecuado puede ser obtenidousando un multiplicador detorque. Si no se cuenta conuno, se recomienda el uso deuna llave de golpe o impacto.

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LLAVES DE RACHE:

Esta llaves se utilizan para elajuste rápido de tuercas. Y

vienen en un rango desde ¼hasta ¾ de pulgada.

LLAVES ABIERTAS-CONCENTRICAS:

Estas llaves tienen una dobleutilidad (abiertas yconcéntricas) para aflojar yapretar tuercas de equipos.

MARTILLO:

Herramienta que se utiliza ennuestro servicio, para aflojar yapretar. En especial es usadoen las labores de armado ydesarme de tuberías, paraajustar y desajustar juntas apresión.

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LLAVES ALLEN:

Llave Allen es la herramienta usada para atornillar/desatornillar

tornillos, que tienen cabeza hexagonal interior. En comparacióncon un tornillo común resiste mayores torques.

Algunas características de este tipo de llave son:

• Diseño simple, pequeño y ligero.• Las superficies de contacto del tornillo (internas) están

protegidas de daños externos.• Puede usarse con destornilladores o llaves sin cabeza

(ayudándose con una llave fija por ejemplo).• El tornillo puede introducirse en su ranura usando

directamente el destornillador (acoplan perfectamente).• Hay seis superficies de contacto entre el tornillo y el

destornillador.• El par se reparte por toda la llave.• Se puede usar con tornillos muy pequeños.• La fabricación de llaves Allen es muy simple, así que en

muchas ocasiones se incluye una junto con los tornillos.

PINZAS:

Una pinza es una herramienta cuyos extremos se aproximan parasujetar algo. Funciona con el mecanismo de palancas simples,que pueden ser accionadas manualmente o con mecanismoshidráulicos, neumáticos o eléctricos. Existen pinzas paradiferentes usos: corte, sujeción, prensa o de presión.

DESTORNILLADOR:

Un destornillador es una herramienta que se utiliza para apretar y

aflojar tornillos que requieren poca fuerza de apriete y quegeneralmente son de diámetro pequeño.

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BOMBAS MANUALES:

Las mismas son usadas paralubricar, o completar los

espacios vacíoscorrespondientes al llenado detuberías y manifolds.

SIERRA MANUAL:

Se utiliza para realizar cortes metálicos especialmente tuberías, tornillos, bandasmetálicas, etc.

CINCEL:

Se denomina cincel a una herramienta manual diseñadapara cortar, ranurar o desbastar material en frío medianteel impacto que se da con un martillo adecuado. Lasdeficiencias que pueden presentar estas herramientas esque el filo de corte se puede deteriorar con facilidad, por loque es necesario un reafilado. Si se utilizan de formacontinua hay que poner una protección para proteger lamano que las sujeta cuando se golpea.

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CORTADOR DE TUBO:

Es una herramientamanual que se utiliza

para cortar tubosmetálicos de pocodiámetro. De muchautilidad en la fabricaciónde tubería deinstrumentación deequipos.

DOBLADORES DE TUBOS:

Herramienta que se utilizapara doblar tubosmetálicos de pequeñosdiámetros, especialmentees usado durante lainstalación del sistema detuberías deinstrumentación de aire.

LLAVE DE AJUSTE PARA MEDIDOR TIPO PLACA DE ORIFICIO:

Herramienta que se utiliza el medidor de gas tipo placa de orificio para engrasar, realizarcambios y ajustes de la placa de orificio.

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HERRAMIENTAS DE MEDICION:

Entre ellas podemos conseguir el nivel de agua, la cinta métrica, etc.

MANOMETROS:

Instrumentos para medir presiones

Placas de orificio

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TUBERIAS, BRIDAS & UNIONES:

Calibrador de Uniones de Golpe Uniones de Golpe

O Rings – Sellos - Anillos

Flanges (RF- Raised Face) Flanges (RTJ- Ring Type Joint):

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Tornillos (Esparragos) L7M-B7M- 2HM Válvula Tapón

Válvulas de Aguja Válvula de Compuerta

Válvula Check ( de un solo sentido) Válvula de Bola

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2 SISTEMAS DE CIERRE DE EMERGENCIA (ESD)

El sistema de cierre de emergencia (ESD) se usa cuando es necesario el cierre rápido debido auna fuga en el sistema de flujo. Los elementos primarios del sistema de cierre de emergencia sonla válvula en línea de flujo (ESDV), estaciones remotas de cierre, una consola de cierre deemergencia y el circuito hidráulico y/o neumático.

Un sistema ESD en una locación de pozo tendrá un estándar de 3puntos o estaciones de cierre; pueden ser necesarios más puntos si elalcance del trabajo lo requiere.

Un sistema de cierre de emergencia hidráulico puede conectarse auna válvula hidráulica en la salida lateral del árbol de producción o acualquier otra válvula hidráulica normalmente cerrada.

En operaciones de prueba de pozos, el sistema de cierre deemergencia controla la válvula instalada en la línea de flujo en uncabezal de flujo; si se requiere, también puede controlar una válvulade cierre de emergencia adicional. El sistema de cierre de emergenciaaplica presión para abrir las válvulas y para cerrarlas, se descarga lapresión del sistema.

El sistema de cierre de emergencia es activado desde estacionesremotas de cierre (que tienen diferentes mecanismos deaccionamiento) localizados en varios lugares de la instalación de

superficie. Una de las estaciones remotas de cierre normalmente se posiciona cerca de una ruta

de escape. Para respaldar estas estaciones, pueden instalarse pilotos o interruptores por Alta (Hi)y Baja (Lo) presión. La presión alta inicia el cierre automático cuando la presión en la línea de flujosube arriba de un nivel anteriormente determinado (ej. Obstrucción en la línea), y la presión bajainicia el cierre cuando la presión cae debajo de un valor pre-determinada (ej. fuga o ruptura delínea de flujo).

La potencia del ESD es suministrada por aire (ó otro gas). Si este hace falta, el ESD tiene untanque de almacenamiento que puede proporcionar el aire a las estaciones y las líneas de lospilotos. Este tanque proporciona el aire al circuito, pero no a la bomba hidráulica que abre lasESDV. La cantidad de aire exigida para operar la bomba hidráulica es demasiado grande para seralmacenada en el tanque de aire. Una válvula de una sola vía (Check Valve) se instala entre eltanque y la bomba hidráulica para impedir al aire del tanque ir a la bomba hidráulica. Si usted

quiere abrir las válvulas en esta situación, usted necesita usar una bomba manual.

Un sistema ESD en una facilidad tendrá mas comúnmente una válvula de seguridad con acciónhidráulica en el cabezal de pozo y los puntos de cierre serán automáticos. El sistema ESDautomatizado tendrá sensores en sitio para cerrar el pozo si no se mantienen los parámetros; elsensor enviará una señal al cuarto de control de la planta de proceso para indicar el problema y sies necesario el pozo puede ser cerrado manualmente, anulando los controles del sensor.

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Los parámetros del sensor pueden ser configurados para:

Alta y baja presión Alto y bajo flujo Alta y baja temperatura

Liberación de H2SEstos son algunos de los parámetros más comúnmente usados en las locaciones de pozo paracontrol de cierre; otros sistemas de cierre en pozo pueden ser configurados para aplicacionesespecíficas.

Válvula de cierre de Emergencia (ESDV) Neumática

Los controladores para actuadores como en un sistema ESD, pueden ser un simple ensamble quemantenga la presión en el sistema utilizando válvulas manuales, tubería de instrumentación omanguera, un regulador, cilindros de gas presurizado y algunos manómetros.

Sistema de Cierre de Emergencia Simple

Este regulador puede ser usado en un sistema ESD neumático para cerrar la válvula deseguridad en el pozo durante una operación de prueba de un pozo con gas amargo. El reguladorusualmente esta ajustado para mantener la presión requerida por el diafragma de la válvula deseguridad.

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Regulador para Sistema de ESD Neumático

Otro accesorio del sistema es la válvula de alivio rápido para el cuerpo de la válvula de seguridad.La válvula proporciona una salida rápida para la presión de gas en el diafragma eliminando lafricción y la distancia necesitada para viajar en las mangueras al punto de alivio original que fueabierto.

La válvula de alivio rápido trabaja censando una diferencia de presión. Cuando una estación decierre es accionada aguas abajo liberando la presión del gas de instrumentación, el alivio rápidose abre y ventea el gas en el sistema ESD.

Válvula de Alivio Rápido

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3 TUBERIAS

Los tubos, bridas y otras conexiones son usados constantemente en el campo. Algunos ejemplosde estos son: Cabezales de pozo, sartas de tubería, vasijas, uniones de golpe, combinaciones,oleoductos, y conexiones roscadas. Las recomendaciones de las firmas de ingeniería, las leyesfederales y regionales, y los códigos de prácticas son observadas al regular las bridas, tuberías yconexiones.

Los artículos construidos deben ser identificados con una placa, estampados en el cuerpo ocualquier otro medio práctico. Si no hay una marca identificable, el artículo no deberá utilizarse.

Las regiones tendrán diferentes requerimientos de documentación para la instalación de equipo.Las distancias legales para equipo también pueden diferir. En algunas regiones puede no serrequerido realizar un P&ID.

Las bridas y uniones son hechas para conectar el sistema de flujo desde el cabezal de pozo hastael quemadero, el tanque de producción o un oleoducto. Es importante mantener limpias y sin dañolas superficies de conexión. Además, cuando se conectan las bridas, la tornillería y tuercas debenestar en buenas condiciones.

Especificaciones de los tubos

El tubo sin costuras está disponible en diferentes tamaños y tipos de acero. Como en las bridas,las compañías de la ingeniería, los rangos de presión y códigos de la tubería etc. pueden cambiarsegún la jurisdicción quienes pueden decir para qué rango están hechas.

El tubo de línea soldado es fabricado bajo inspección "de Control de Calidad" para asegurar que la

fabricación y material usado son trazables. La trazabilidad de la tubería informa CC donde esfabricado el tubo, que tipo de acero es usado, donde fue comprado, rangos de presión del tubo,brida y unión, quien soldó el tubo y la empresa para la cual trabaja este personal (soldador).

A veces una conexión roscada tendrá que ser hecha para instalar un medidor, una válvula, oconstruir "un ensamble" de alguna clase para completar el armado del equipo. Cuando conexionesNPT (Nacional Pipe Thread) son usadas, es necesario verificar la presión de diseño de cadaaccesorio. Tenga cuidado con los accesorios usados. El accesorio con menor presión de diseñoda la pauta o máxima presión del sistema. Cuando se trabaja con accesorios, el rango de presiónestará estampado en el accesorio: 3 M, 3 K (M y K ambos indican 1000). Uniones de tuberíapueden tener estampada su cedula (40, 80, XH, XXH etc.). El API 6A proporciona una tabla deinformación para tubos sin costuras.

La tabla no incluye corrosión permitida durante operaciones de prueba de pozo. Materialesabrasivos causan erosión, que daña la tubería mucho antes que la corrosión.

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TamañoTubería

Pulg.

ActualO.D.

Pulg.Cédula

(Schedule)

EspesorNominal

Pulg.

I.D.Nominal

Pulg.

Acero alCarbón

Soldada

NPT RoscadaAcero al

Carbón

Soldada 4130HRC 18-22

Max.

40 (STD) 0.109 0.622 1000 psi

1/2 0.840 80 (XH) 0.147 0.546 2700 psi160 0.187 0.466 4550 psi

XXH 0.294 0.252 9850 psi

40 (STD) 0.113 0.824 900 psi

3/4 1.050 80 (XH) 0.154 0.742 2350 psi

160 0.219 0.612 4850 psi

XXH 0.308 0.434 8400 (5000) psi

40 (STD) 0.133 1.049 1300 psi

1 1.315 80 (XH) 0.179 0.957 2600 psi

160 0.250 0.815 4800 psi

XXH 0.358 0.559 8250 (5000) psi

40 (STD) 0.145 1.610 1100 psi

1 1/2 1.900 80 (XH) 0.200 1.500 2200 psi

160 0.281 1.338 3850 psi

XXH 0.400 1.100 6500 (5000) psi

40 (STD) 0.154 2.067 2400 psi 1000 psi 3400 psi

2 2.375 80 (XH) 0.218 1.939 3450 psi 2500 psi 4900 psi

160 0.344 1.689 5650 psi 4100 psi 8000 psi

XXH 0.436 1.530 7400 psi 5750 (5000) psi 10450 psi

40 (STD) 0.203 2.469 2600 psi 1000 psi 3700 psi

80 (XH) 0.276 2.323 3600 psi 1950 psi 5100 psi

2 1/2 2.875 160 0.375 2.125 5000 psi 3250 (3000) psi 7100 psi

XXH 0.552 1.771 7750 psi 5800 (3000) psi 11000 psi

XXH 0.750 1.375 10900 psi 8800 (3000) psi 15400 psi

40 (STD) 0.216 3.068 2250 psi 950 psi 3200 psi

- - - 0.254 2.992 2800 psi 1350 psi 3800 psi

80 (XH) 0.300 2.900 3200 psi 1850 psi 4500 psi

3 3.500 - - - 0.375 2.750 4050 psi 2650 psi 5750 psi

160 0.437 2.626 4800 psi 3350 (3000) psi 6800 psi

XXH 0.600 2.300 6850 psi 5300 (3000) psi 9700 psi

- - - 0.750 2.000 8750 psi 7100 (3000) psi 12400 psi

- - - 1.000 1.500 12000 psi 10250 (3000) psi 17000 psi

40 (STD) 0.226 3.548 2050 psi 900 psi 2900 psi

80 (XH) 0.318 3.364 2950 psi 1750 psi 4200 psi

- - - 0.500 3.000 4800 psi 3500 (3000) psi 6800 psi

3 1/2 4.000 XXH 0.636 2.728 6250 psi 4900 (3000) psi 8850 psi

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TamañoTubería

Pulg.

ActualO.D.

Pulg.Cédula

(Schedule)

EspesorNominal

Pulg.

I.D.Nominal

Pulg.

Acero alCarbón

Soldada

NPT RoscadaAcero al

Carbón


Max.

- - - 0.750 2.500 7550 psi 6150 (3000) psi 10700 psi

- - - 1.000 2.000 10400 psi 8900 (3000) psi 14700 psi- - - 1.250 1.500 13200 psi 11650 (3000) psi 18700 psi

40 (STD) 0.237 4.026 1900 psi 900 psi 2700 psi

- - - 0.250 4.000 2000 psi 1000 psi 2850 psi

- - - 0.312 3.875 2550 psi 1500 psi 3600 psi

80 (XH) 0.337 3.826 2750 psi 1700 psi 3900 psi

- - - 0.364 3.772 3000 psi 1950 psi 4250 psi

120 0.438 3.624 3650 psi 2550 psi 5200 psi

4 4.500 - - - 5.000 3.500 4200 psi 3100 (3000) psi 6000 psi

160 0.531 3.458 4500 psi 3400 (3000) psi 6400 psi

XXH 0.674 3.152 5850 psi 4700 (3000) psi 8300 psi

- - - 0.750 3.000 6600 psi 5400 (3000) psi 9350 psi

- - - 1.000 2.500 9100 psi 7850 (3000) psi 12900 psi

- - - 1.250 2.000 11650 psi 10300 (3000) psi 16500 psi

- - - 1.500 1.500 14100 psi 12700 (3000) psi 19950 psi

40 (STD) 0.247 4.506 1800 psi 900 psi 2550 psi

- - - 0.250 4.500 1800 psi 900 psi 2550 psi

80 (STD) 0.355 4.290 2600 psi 1650 psi 3700 psi

- - - 0.375 4.250 2750 psi 1800 psi 3900 psi

4 1/2 5.000 - - - 0.500 4.000 3750 psi 2800 psi 5350 psi

XXH 0.710 3.580 5500 psi 4450 (3000) psi 7800 psi

- - - 0.750 3.500 5850 psi 4800 (3000) psi 8300 psi

- - - 1.000 3.000 8100 psi 6700 (3000) psi 11500 psi

- - - 1.250 2.500 10400 psi 9200 (3000) psi 14700 psi

- - - 1.500 2.000 12650 psi 11400 (3000) psi 17900 psi

40 (STD) 0.258 5.047 1700 psi 850 psi 2400 psi

80 (XH) 0.375 4.813 2500 psi 1650 psi 3500 psi

5 5.563 120 5.000 4.563 3350 psi 2500 psi 4750 psi

160 0.625 4.313 4250 psi 3350 (3000) psi 6050 psi

XXH 0.750 4.063 5200 psi 4300 (3000) psi 7400 psi

- - - 1.000 3.563 7200 psi 6200 (3000) psi 11900 psi

- - - 0.250 6.125 1350 psi 700 psi 1900 psi

40 (STD) 0.280 6.065 1500 psi 850 psi 2150 psi

- - - 0.312 6.001 1700 psi 1000 psi 2400 psi

- - - 0.375 5.875 2050 psi 1350 psi 2900 psi

80 (XH) 0.432 5.761 2400 psi 1700 psi 3400 psi

6 6.625 - - - 0.500 5.625 2800 psi 2050 psi 3950 psi

120 0.562 5.501 3150 psi 2450 psi 4450 psi

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TamañoTubería

Pulg.

ActualO.D.

Pulg.Cédula

(Schedule)

EspesorNominal

Pulg.

I.D.Nominal

Pulg.

Acero alCarbón

Soldada

NPT RoscadaAcero al

Carbón


Max.

160 0.718 5.189 4100 psi 3350 (3000) psi 5800 psi

XXH 0.864 4.897 5000 psi 4250 (3000) psi 7100 psi

- - - 1.000 4.625 5900 psi 5100 (3000) psi 8350 psi

- - - 1.125 4.375 6800 psi 5950 (3000) psi 9600 psi

- - - 1.250 4.125 7600 psi 6750 (3000) psi 10800 psi

Nota: Valores entre paréntesis están limitados al API 6A

Tabla de Especificaciones de Tubería sin costura

Uniones de golpe

Las uniones de golpe permiten una instalación más rápida de líneas de flujo en comparación conlas líneas bridadas o sujetas con abrazaderas porque los tornillos y tuercas consumen más tiempopara su unión y deben ser inspeccionados para asegurar el buen estado de los hilos y cumplan

con los rangos de presión y temperatura.

Rangos de Presión para Uniones de Golpe Weco

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Las uniones de golpe son inspeccionadas para verificar la condición de los hilos, deformación dela rosca y empaque y condición de la zona de sello. De ser requerido, compruebe que no hayapartículas sobre el hilo, también limpie y engrase para facilitar la conexión y el apriete.

Las uniones de golpe tienen el valor de la presión mostrado sobre la parte de la media unión Ala.

El rango es para servicio estándar y presión de trabajo en frío. Si el efluente del pozo es amargo,podría reducir los valores máximos de presión debido a la naturaleza corrosiva del gas.

Las uniones de golpe más conocidas son la tipo WECO. La unión de golpe tipo YALE, es otraclase de unión cuya clasificación es diferente. Se debe considerar el tipo de conexión cuando semanejen uniones de golpe.

Figura Uso Recomendado Tipo de Sello

200 Recomendada para conexiones de línea y ensambles paramáximo 2,000 psi

Metal – Metal

206 Recomendada para conexiones de línea y ensambles paramáximo 2,000 psi.

Metal – Metal. Sello suplementariotipo O-Ring.

602 Recomendada para conexiones de línea, ensambles, lodo ysistemas de servicio.

Anillo de sello con “labio”. Fabricadocon un Elastómero (Buna N ).

1502 Recomendada para sistemas de servicio incluyendocementación, fracturamiento, acidificación y líneas deestrangulación.

Anillo de sello con “labio”. Fabricadocon un Elastómero (Buna N ).

2202 Recomendada para sistemas de servicio incluyendocementación, fracturamiento, acidificación y líneas deestrangulación o de matar, donde se requieren accesoriossoldados.

Anillo de sello con “labio”. Fabricadocon un Fluoroelastómero ( Viton) .

Los sellos (empaques) de las uniones de golpe están disponibles en deferentes materiales comoViton, Buna, Teflón

Viton: recomendado para servicio de gas amargo Buna: recomendado para servicio de gas dulce Teflón: recomendado para gas amargo, pero es difícil lograr un buen sello

Cuando en una línea de tubería se usa uniones de golpe para conexiones, si estas no están bajopresión, el anillo de sello (empaque) no está ajustado en la pista o canal para el mismo.

Cuando la presión es introducida a la línea, anillo de sello es forzado hacia atrás por la presión.Esta empuja el anillo sobre la pared de en frente, sellando contra la otra parte de la unión.

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Sello Tipo O-Ring bajo presión

Con el tiempo la pista o canal para el anillo de sello se puede corroer (superficie interior metálica).Esto pasa cundo el fluido o gases quedan atrapados allí y luego son expuestos al aire cuando elequipo es desmontado. Cuando esto sucede el equipo no podrá trabajar correctamente porquetambién el fluido usara el área corroída como un camino alrededor del anillo y luego hacia fuera dela unión. Se requerirá que usted limpie y engrase la pista/canal o posiblemente sustituya la uniónsi es roscada o el tubo si es soldada.

Bridas

La construcción de bridas es regulada por dos instituciones de ingeniería:

API (American Petroleum Institute). ANSI (American National Standards Institute).

La tabla para bridas ANSI mostrada a continuación indica la clase, presión de trabajo y la presión

de prueba para cada clase. La tabla muestra la máxima presión de No-Impacto para cada brida.Las áreas resaltadas en amarillo son los tipos de brida y rango de temperatura más comunes.

Cuando la temperatura se incrementa, el rango de presión de la brida disminuye.

Las clases de brida ANSI tienen el mismo rango de presión sin importar su tamaño, ya sean de1”, 2”, 3” etc.

Las bridas ANSI son de “superficie de sello levantada” (Raised Face). El área levantada permite alempaque “flexitálico” sellar con presión.

Algunas bridas ANSI han sido construidas con una “Unión Tipo Anillo” (Ring Type Joint, RTJ) lacual es normalmente usada en bridas API. Esto puede causar errores cuando se instala tubería enun trabajo.

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Las bridas API no están clasificadas nominalmente y no es necesario referirse a cartas o tablaspara conocer los rangos de presión. En las bridas API los incrementos se designan con númerosenteros o fracciones y los rangos de presión son estampados en la brida.

Por ejemplo una brida 2 1/16” 5000 PSI tendrá estampado: 2 1/16” 5000 PSI R24.

Las bridas API pueden tener (“Raised-Face”) cara levantada, superficie de sello de brida o no.Estas bridas tienen un sello “unión Tipo Anillo” para un anillo en acero inoxidable que es colocadoen una pista. Todas las bridas del tipo BX tendrán cara levantada (sobresaliente). Durante la

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instalación del equipo se requerirá que el sistema de flujo tenga cambios de especificación. Loscambios de especificación pueden tener cualquier combinación: brida a brida, API o ANSI, unión aunión o unión a brida y de vez en cuando se puede tener una conexión roscada. Estos cambios deespecificación son llamados comúnmente combinaciones, adaptadores, o crossovers. Siempreque hay un cambio de especificación con partes de diferente rango nominal de presión, prevalece

la presión mas baja como máxima presión del sistema en este punto de control. Para la línea deflujo este punto de control es el estrangulador. Para un separador el punto de control sería laválvula de contrapresión.

Las bridas de Unión Tipo Anillo (Ring Type Joint, RTJ) deben tener la ranura del anillo libre desuciedad, escoria, y grasa; aunque, una delgada capa de grasa es aceptable.

Si la brida tiene una ranura para anillo tipo R, el anillo puede ser reutilizado siestá en buenas condiciones.

Si la brida tiene una ranura para anillo tipo BX, el anillo puede ser usado solouna vez.

Cuando se aprietan las bridas BX, la cara de las bridas se tocarán la una con la otra y no habrá

ningún espacio entre ellas. En la mayoría de las bridas R, la cara de la brida no estará elevada.Esta será llana o plana a lo largo del diámetro de la brida y es imposible que una brida toque a laotra.

Las bridas ANSI tienen cara levantada (Raised Face, RF) y usan anillos planos de aceroinoxidable y grafito (Empaque Flexitálico) para sellar la unión de las bridas. Generalmente, unempaque Flex se usará una sola vez. Cuando se hace el apriete, el empaque se deforma, asícomo el anillo BX.

Las conexiones roscadas deben ser inspeccionadas para mantener buena condición y debe serlimpiada. Antes de conectar, asegúrese que las roscas tengan una capa protectora como Cinta deTeflón o un componente sellante.

Las reglas y Regulaciones pueden tener variaciones sobre que puede o no ser usado en las

diferentes regiones del mundo. Siempre conozca que reglas aplican para su área de trabajo.falla, la responsabilidad recae en el técnico. Existirá un rastro documentado para la historia de las

piezas certificadas del equipo (trazabilidad). Si en trabajador no calificado se entromete con elequipo, la responsabilidad cae sobre el.

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4 ESTRANGULADORES Y ENSAMBLES DE ESTRANGULACION

Los estranguladores y los ensambles son usados para controlar y dirigir el flujo. El efluente delpozo deberá ser controlado para prevenir incidentes. El estrangulador controlará el volumen deflujo, el ensamble, y el sistema de tubería dirigirán la trayectoria del flujo.

Estranguladores

Los dos tipos de estranguladores más comunes son:

Estrangulador Ajustable: el estrangulador puede ser ajustado para permitirmás o menos flujo a través del sistema girando una manija o volante.

Estrangulador Positivo/Tubo Reductor (Bean): con un diámetro interno fijo(Ej. 20/64”) que solo se cambiará si se desgasta o “lava” el tubo reductor.

Los Estranguladores Ajustable son los másapropiados para usar cuando el efluente delpozo tiene mínimas cantidades de arena y otrosabrasivos fluyendo a la superficie.

Si el material abrasivo no se puede evitar, sedeben usar asientos y vástagos de tungstenopara incrementar la vida del sistema deestrangulación.

Los estranguladores ajustables son idealescuando se tiene que hacer ajustesincrementales regulares al tamaño del

estrangulador y estos deben ser hechos rápiday fácilmente.

Los Estranguladores Positivos / TuboReductor son estranguladores fijos. Cuando elflujo de un pozo debe permanecer constante,puede usarse un estrangulador positivo paraproporcionar una tasa de flujo estable.

Si se sospecha la presencia de arena y otrosabrasivos, un tubo reductor de cerámica es elmás apropiado. El material de cerámica es de

fabricación no porosa lo cual dificulta que laarena destruya el tubo reductor.

Si se comienza a producir desgaste los indiciosdel pozo serán (1) disminución en la presión dela tubería de producción e (2) incremento en elflujo de gas.

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Tubo Reductor H-2

2" Nominal x 1" (Máximo Orificio)4/64" a 64/64"

Disponible en Aleación, Acero Inoxidable, Cerámica y carburo deTungsteno.

Tubo Reductor H-2

Tubo Reductor Largo H-2 “BIG JOHN” (2” Nominal)2" Nominal x 1" (Máximo Orificio)4/64" a 64/64"


Tubo Reductor H-2 “BIG JOHN” (2” Nominal)

Tubo Reductor Largo H-2 “BIG JOHN” (3” Nominal)

3" Nominal x 2" (Máximo Orificio)4/64" a 128/64"


H-2 Tubo Reductor H-2 “BIG JOHN” (3” Nominal)

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Si es necesario un cambio de estrangulador, elpozo debe ser desviado a través de un brazoalterno del ensamble.

Si no se está usando un ensamble en unaaplicación de un estrangulador sencillo, el pozodebe ser cerrado para realizar el cambio de unestrangulador positivo/tubo reductor.

Conjunto de Estrangulador Fijo o Positivo

Estrangulador Ajustable – Uniones Bridadas

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Estrangulador Ajustable –Uniones de Golpe

Tubo Reductor de Estrangulador Fijo

Ensambles

Los ensambles son un sistema de válvulas, tubería, y estranguladores. Los ensambles puedenser de varios tamaños, presiones y complejidad dependiendo de la aplicación en el pozo. Enalgunas ocasiones, un sistema de flujo puede tener múltiples estranguladores generando caídasde presión por etapas para la prevención de la erosión y los hidratos.

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5 DESARENADORES

Este equipo permite retirar arena y otros sólidos que son arrastrados por el flujo del pozo. Lapresencia de sólidos en la corriente de flujo permite la erosión o desgaste de la tubería y otrosequipos especialmente a altas velocidades como ocurre cuando se fluye gas.

Los desarenadores están diseñados con un espesor de pared mayor para que soporten mejor losefectos de la erosión. Cuanta además con un estrangulador para controlar la descarga de sólidoshacia tanque o presa de recortes o sólidos. En algunos casos otro estrangulador puede sercolocado a la salida de gas para controlar la presión del equipo.

Como todo recipiente a presión debe contar con dispositivos de alivio en caso de que alcance lapresión máxima de operación.

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6 CALENTADORES

Los calentadores en línea tienen una sola entrada y una sola salida. Algunos calentadores en

línea tienen la capacidad de desviar el flujo por el frente o a través de este, y otros no. Algunostienen un estrangulador ajustable situado en el punto medio del serpentín, el cual permite laretención del efluente o controlar presión. El estrangulador ajustable es usualmente del tipo agujay asiento. Los sistemas del calentador pueden no ser del mismo rango de presión aguas arribaque aguas abajo del estrangulador.

Calentador en Línea

Función de un Calentador

Los calentadores son usados para elevar la temperatura del efluente de pozo por varias razones

Prevención de Hidratos, en pozos de gas Reducción de Viscosidad, prevención de asentamiento de parafina. Rompimiento de Emulsiones Reducción de Espuma

Prevención de Hidratos en Superficie

Los Hidratos se forman cuando condiciones de flujo estrangulado bajan la temperatura del gas

después de una caída de presión. Los hidrocarburos livianos y el agua libre en el gas se enfrían ycomienzan a solidificar adhiriéndose a la tubería.

Los hidratos causan reducciones de flujo y taponamiento en el estrangulador. Esto crea inclusouna caída de presión aún mayor a través del estrangulador.

La válvula aguas abajo puede congelarse y crear problemas de control de pozo.

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Si un hidrato se desprende, el objeto sólido puede causar daño al equipo. La contención del flujodel pozo puede perderse e incluso presentarse una lesión o muerte si alguien está en el área almomento que ocurra el daño.

Los hidratos del gas natural tienen la apariencia de nieve dura y están compuestos químicamente

por hidrocarburos y agua. Se forman a temperaturas por encima del punto de congelación normaldel agua cuando ciertos hidrocarburos se disuelven en agua condiciones de baja temperatura yalta presión. Las altas velocidades, pulsaciones de presión, y la agitación aceleran este proceso.Un calentador puede reducir este problema.

Si el gas es comprimido, este se calentará. Al forzar las moléculas de gas a juntarse aplicandopresión se genera fricción, y la fricción genera calor. Por ejemplo, si se usa una bomba manualpara inflar una llanta de una bicicleta, el cilindro se calentará.

Si la presión del gas es liberada, este se enfriará. Cuando las moléculas de gas comprimido sonliberadas de un área contenida, la fricción se reduce y el gas se enfría. Por ejemplo, al liberar lapresión de un cilindro de gas comprimido, el cilindro se enfría.

Los hidratos contienen hidrocarburos, agua, sulfuro de hidrogeno, y otras sustancias. Estos se

pueden formar mientras se fluye, aún si las temperaturas de flujo están por encima del punto decongelación del agua.

Los factores que contribuyen a la formación de hidratos son:

Composición del gas Presión del reservorio Presencia de agua

Se pueden formar dos tipos de estructura cristalina:

Estructura 1 Cúbica contiene moléculas pequeñas CH4, C2H6 Estructura 2 Diamante contiene moléculas grandes C3H8, i-C4H10, n-C4H10

Composición del Gas

Existen dos principales factores que relacionan la composición del gas y la formación de hidratos: La gravedad específica de los hidrocarburos La presencia de Sulfuro de Hidrógeno

Son necesarias más altas temperaturas en superficie para prevenir la formación de hidratoscuando:

Se incrementa la concentración de H2S La gravedad específica del gas es mayor

Presión de Reservorio

A mayor presión del reservorio, mayor la caída de presión del efluente del pozo y por lo tantomayor el potencial de congelamiento.

Es esencial que la presión del reservorio se reduzca a un rango óptimo, fluyendo el pozo a unatasa alta, si es posible, para eliminar el potencial de congelamiento.

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Presencia de Agua

Las moléculas de Agua actúan como una trampa para las moléculas de hidrocarburo que secolocan entre su estructura. El agua crea una estructura de rejilla cuando se enfría. Loshidrocarburos, H2S y otros gases llenan los agujeros en esta rejilla. Entonces se forman cristales

que se fija a las paredes de la tubería de producción en el pozo.

Cuando los datos son recolectados en superficie, es muy importante estar atento a latemperatura de cabeza de pozo para prevenir hidratos en el agujero.

Reducción de Viscosidad

Si un efluente tiene una viscosidad muy alta (Pegajoso) entonces la facilidad con que este fluirá através de la tubería estará limitada. Este no es normalmente un problema en pruebas de

producción, pero ocasionalmente con efectos combinados de cambios en la composición (Talescomo fluidos de reservorio traídos a superficie) y la temperatura ambiente en superficie, laviscosidad llega a ser muy alta y perjudica la eficiencia de la separación.

La viscosidad es dependiente de la temperatura, así que fluir a través de un calentadorincrementando la temperatura del efluente del pozo reducirá la viscosidad.

DIAGRAMA PARA DETERMINAR TEMPERATURA DE FORMACION

DE HIDRATOS EN PRESENCIA DE H2S Y/O PROPANO

PRESIÓN x 10- ,

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Rompimiento de Emulsiones

Cuando hay producción de agua de un yacimiento, es necesario separar esta del aceite. Bajociertas condiciones, el aceite y el agua son miscibles y no separaran a menos que la temperaturadel efluente se eleve. Fluyendo a través de un calentador se elevará la temperatura del efluente

así que el proceso de separación mejorará.

Reducción de espuma

Para cierto tipos de crudo, reducir la presión de flujo hace que las burbujas de gas se encajonenen una película delgada de aceite, en lugar de liberarse del aceite. Esto produce la dispersión deespuma en el aceite.

La espuma afecta de manera importante la capacidad de los separadores e impide una mediciónprecisa, combinados con la pérdida potencial del manejo de aceite y gas debido a una separaciónincorrecta, realzan la necesidad de utilizar un equipo y aplicar procedimientos especiales paratratar los problemas de espuma. Calentar es el método principal para reducir o eliminar el efecto

de generación de espuma.

Existen dos tipos principales de Calentadores:

Directos Indirectos

Directo

En un calentador con llama directa el fluido que está siendo calentado fluye a través de tubos; lostubos están rodeados por un horno y están en contacto directo con la fuente de calor o la flama.Existen limitaciones en el uso de los calentadores directos debido a la posibilidad de que elcalentamiento directo de los tubos cause una falla o fractura de estos.

Indirecto

Los fluidos de un calentador indirecto son calentados por un medio de trasferencia de calor. Elmedio calentado es rodeado por una gran vasija no presurizada en la cual es insertado un tubo defuego. Debido a que no hay contacto directo entre los tubos, que contienen el fluido a sercalentado, y la fuente de calor, este sistema es más seguro y fácilmente regulado.

Ambos tipos puede ser alimentado por gas del separador, pero nunca con gas amargo. Otrocombustible es el propano o algún diesel encendido.

Un calentador en línea de gas dulce/propano obtiene el aire entrante del atrapa llama montado enel tubo de toma de aire. El gas combustible es forzado al mezclador gas/aire causando un efectode succión. La entrada de aire detrás de la boquilla de inyección de combustible es afectada por la

succión y los dos elementos viajan por el mezclador hasta que la llama del piloto los encienda.

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Esquema de un Calentador en Línea Indirecto

El vapor de propano para un calentador en línea requiere de mezclador gas aire para crear unaquema controlada. El mezclador es similar a un carburador en un motor de combustión interna. Sila mezcla de gas es muy pobre o muy rica, el calentador en línea no quemará limpiamente yarrojara humo excesivo por el tubo de escape. El gas de escape debería ser casi indetectable,excepto por una estela de calor o vapor cuando el clima esta frío.

Encender el calentador sin una salida o venteo de gases puede causar una explosión que podríaherir al operador y causar daño al equipo

El calor generado es absorbido por el medio (baño de agua) y trasferido a los serpentines de flujolas cuales pasan a través del baño de agua varias veces.

El diagrama abajo mostrado, es de un calentador en línea que usa diesel como combustible yagua como medio para transferir el calor a los serpentines.

El combustible y el aire son mezclados por el aire inyectado a la cámara de quema y entonces sonencendidos a través del atrapa llama.

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El aire transportado a la cámara crea un quemado eficiente con poco combustibledesaprovechado y empuja a los gases de escape a salir por la chimenea.

Diagrama de Calentador Indirecto que usa Diesel como combustible

Encendido de Calentadores en Línea:

1. Asegúrese que las válvulas del piloto y el quemador principal estén cerradas.2. Asegúrese que tiene suficiente presión de gas combustible (30 PSI Max.)3. Prepare la mecha (la mecha tiene que ser suficientemente larga para alcanzar el

piloto), o si el calentador tiene un encendedor electrónico, pruebe su funcionamiento(Cuando se prueba el funcionamiento de un encendedor electrónico, dispare elencendedor antes de observar el tubo de fuego).

4. Abra el tubo de fuego removiendo la tapa; inserte la mecha en el tubo de fuego sin

mirar dentro del tubo (en el caso que haya vapor de gas presente)5. Acerque la mecha donde está el piloto.6. Salga de la línea del tubo abierto y lentamente abra la válvula de gas del piloto; la

ignición del piloto debería escucharse.7. Retirar la mecha y haga una revisión visual rápida a la ignición del piloto.8. Cuando el piloto este funcionando, coloque la tapa.9. Lentamente abra la válvula del quemador principal; la ignición de este deberá oírse.

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10. Ajuste el termostato a la temperatura de operación.11. Monitoree que está operando, temperatura, y ajuste el mezclador gas/aire si lo

requiere.

Si el mezclador gas/aire del calentador se encuentra demasiado sucio, la llama del calentador

podría apagarse. Si el calentador se apaga, el combustible continuará entrando al calentador.Asegúrese de cerrar el combustible y ventear el calentador. NO encienda el calentador hasta quehaya venteado por lo menos 20 minutos.

Intercambiador de Calor a Vapor

El intercambiador a vapor tiene una configuración de armazón y tubo. El juego de tubos esmontado sobre una brida frontal la cual también aloja la entrada, la salida y el ensamble de laválvula de desvío. El juego de tubos y la brida son unidos a una vasija cilíndrica presurizada, elarmazón. El armazón esta provisto con un suministro de vapor de un evaporador por separado. Elvapor pasa alrededor del juego de tubos más externo y transfiere el calor a los que contienen losfluidos del pozo. El intercambiador de calor a vapor es considerado por ser el más seguro ya que

la fuente de calor por separado no tiene manera de entrar en contacto con los efluentes del pozo.

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7 SEPARADORES

La separación es el acto de considerar aisladamente cosas que estaban juntas o fundidas.

Cuando se fluye un pozo, el efluente de la formación se mezcla, de otra manera, el fluido viaja enbaches a la superficie de forma intermitente. En cualquier caso, el separador separa cada fase.Cuando los elementos son separados, es posible medir gas, petróleo/condensado, agua, e inclusosólidos que se acumulan en el fondo de la vasija.

Los principios de la separación de fases dependen de las características del pozo. El petróleo esmás difícil de separar del agua que el condensado. La liberación del gas disuelto en el aceitepuede tomar mucho tiempo, pero en un condensado, esta puede suceder inmediatamente, lo cualparece que este se evaporara. Entre más liviano es el condensado, más rápido se separará del

agua y posiblemente solo exista en estado presurizado; Un butano liviano es un buen ejemplo deesto.

El diseño de un separador puede ser un poco diferente entre uno y otro. Tamaño, forma, presiónde trabajo, y fases a manejar son factores que afectan durante diseño. El efluente del pozo puedetener una sola fase o hasta cuatro fases para ser separadas. Por Ejemplo:

Fase Gas Fase Petróleo/Condensado Fase Agua Fase Sólida

En operaciones de producción, el separador puede ser de 2 fases o 3 fases.

Los separadores de 2 fases solo separan el gas de los líquidos y sólidos. Lasunidades de 2 fases normalmente son vasijas grandes, que operan a bajapresión, capaces de manejar grandes baches de fluido. También llamadosseparadores para fracturamiento (frac separators), son simples en diseño y notienen partes operativas complejas que puedan ser dañadas durante el recobrode una estimulación de pozo.

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Los separadores de 3 fases separaran el gas, el petróleo y el agua, pero no lossólidos presentes. Los sólidos se acumularan en el compartimento de agua dela vasija. Aunque estos pueden manejar altas presiones, los separadores de 3fases son generalmente vasijas pequeñas diseñadas para la exactitud en losdatos de pruebas y no para recobro de arena. La arena puede dañar el sistema

del conjunto de actuadores y válvulas muy fácilmente, especialmente a altaspresiones.

El aceite, gas, y agua se separarán naturalmente debido a los efectos de gravedad y la diferenciaen la densidad entre los componentes del efluente en el separador. Las partículas del efluentemás densas se caen al fondo y las partículas más ligeras suben a la cima. El gas tiende a ir porarriba y los líquidos caen al fondo del separador. El separador mejora este proceso de separaciónnatural al retener el fluido tiempo suficiente para frenar su movimiento, permitiendo que ocurra laseparación. La densidad relativa de crudo al agua está típicamente en la proporción de 0.75 a 1; laseparación toma más tiempo.

Separación de Líquidos del GasCuando se diseña un equipo para separar los líquidos del gas, las siguientes teorías físicaspueden ser aplicadas:

Choque Divergente (Impingement): cuando el efluente del pozo es rociadotangencialmente contra la pared de la vasija el líquido se adhiere a esta y el gasse libera.

Cambio de Velocidad: El efluente diminuirá la velocidad cuando éste viaje deuna tubería de diámetro pequeño a una de mayor diámetro, o cuando entra enla vasija.

Cambio de Dirección: cuando el efluente del pozo cambia de dirección por undifusor en la vasija, las fuerzas inerciales afectan el gas y el líquido de maneradiferente. Cuando ocurre un cambio en dirección, los líquidos no reaccionan tanfácilmente como los gases debido a la diferencia de peso entre unos y otros.

Filtros: Son filtros porosos trabajan de la misma manera que los extractores deniebla. Estos costosos filtros pueden restringir la tasa de flujo y tienden ataparse más fácilmente.

Fuerza Centrifuga: cuando el efluente del pozo entra en la vasija moviéndoserotacionalmente, los elementos más pesados serán forzados al lado másexterno de la rotación y los más livianos serán desplazados al centro.

Aproximadamente 95% de la separación de líquido-gas dentro del separador pasan al instante.Las densidades relativas de gas y líquido (el aceite y agua) está típicamente en la proporción de 1

a 20 y su separación es rápida, normalmente tomando sólo unos segundos. Sin embargo, un pocode líquido permanecerá en el gas en la forma de una llovizna fina. Este líquido debe separarse delgas con la ayuda de dispositivos mecánicos para que la separación esté completa.

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Los siguientes dispositivos mecánicos pueden son usados para mejorar la separación del liquidocontenido o arrastrado por el gas:

Extractores de Niebla: cuando el líquido se encuentra mezclado con el gas enforma de niebla, una malla de alambre puede usarse para coalescer las gotasde niebla para crear gotas más grandes que permitan a la gravedad empujarlashacia el interior de la vasija.

Deflector: Este dispositivo se localiza internamente directamente frente laentrada del separador. Causa un cambio rápido en la dirección y velocidad delos fluidos, obligando los líquidos a caer al fondo del contenedor. El deflectorcausa la separación inicial de líquido y gas y puede ser de diferentes diseños.

Placas Coalescentes: Estas laminas se colocan longitudinalmente en forma deS en la parte superior del separador. Las gotas líquidas dispersas en la fasegaseosa golpean las placas y se adhieren a ellas. A medida que más fluidopasa a través de las placas, más gotas se unen para formar gotas más grandesque caen al fondo del separador .

Extractor de Niebla

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Rompedor de Vórtice: Estos dispositivos se localizan en la salidas de aceite yde agua. Su función es la de romper el vórtice o remolino que puede ocurrircuando el crudo y el agua salen del separador por sus boquillas de salidarespectivas. Los rompedores de vórtice previenen que el gas sea succionado almomento de la descarga de líquido.

Separación de Gas de los Líquidos

Cuando se diseña un separador para separar gas de un líquido se tiene en cuenta la aplicaciónlas siguientes teorías o métodos:

Calor: cuando el calor es aplicado al aceite, la tensión superficial se reducepermitiendo al gas liberarse del aceite.

Químicos: la adición de químicos a la corriente de flujo reduce la tensiónsuperficial del aceite, lo cual reduce la formación de espuma y permite al gasliberarse fácilmente disminuyendo la calidad del volumen de fluido.

Tiempo de Retención: cuando el efluente del pozo es retenido durante unperiodo de tiempo más largo el gas puede liberase del aceite.

Agitación: la viscosidad y la tensión superficial bloquean el gas en el aceite,reduciendo la habilidad de los gases para liberarse del petróleo; sin embargo, laagitación, la vibración, y la deflexión desbloquean estos mecanismos.

Placas Deflectoras: son dispositivos mecánicos queayudan a separar el gas del líquido. Cuando el efluente delpozo cae en cascada a través de un grupo de placas

deflectoras horizontales o inclinadas, se presenta laagitación y mayor área de dispersión, separando el gas dellíquido.

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Separadores

Tipos de separadores:

Vertical: Cuando la cantidad de gas y líquido es alta, o el pozo produce líquido porbaches, las vasijas verticales tendrán la capacidad de manejar el incremento de laproducción de líquido siempre y cuando no sea aceite de una formación con gasdisuelto. El separador vertical reacciona a los cambios de líquido rápidamente,aunque, cuando el aceite es producido, este se estancará en el tope del equipo noposibilitando que el gas se desprenda del aceite espumado.

Horizontal: cuando el efluente de pozo contiene gas en solución, una unidadhorizontal permite al aceite extenderse sobre un área grande dando tiempo al aceite yal gas para separarse uno del otro. Cuando esto sucede, será difícil reconocercambios de líquido en la vasija. La instalación de una o varias placas de rebose puedeayudar con el problema de medición de este tipo de vasijas dividiéndola en secciones

y midiendo por separado cada sección. Las secciones separadas pueden seracondicionadas para atrapar sólidos, petróleo/condensado y agua, y de esa maneramedirlos individualmente.

Ciclónico: esta pequeña vasija medirá en un rango limitado de fluidos con buenaprecisión a bajos volúmenes. La acción centrífuga empuja a los elementos máspesados hacia el exterior del ciclón y los más livianos hacia el centro permitiendoque la separación ocurra. Este tipo de vasija no puede manejar fluidos por baches tanbien como las otras vasijas.

Cuando se opera un separador, este tiene que funcionar correctamente para que sea eficientedurante la separación del efluente en sus fases individuales. En el proceso de toma de decisióntodas las consideraciones son tenidas en cuenta junto con la información disponible. A veces, sepresentan características imprevistas que cambiaran lo que usted ha preparado. Esto puedenecesitar un tipo diferente de vasija o preparar la unidad de manera diferente.

Flujo Crítico

Hace referencia a la presión del separador en relación a la presión de la tubería de producción. Elcontrol del pozo debe estar en el estrangulador. El líquido de un pozo afecta la tasa de flujodisminuyendo el gas de entrada. Se puede realizar cambios en la presión del separador, pero noinfluirá sobre el control de flujo en el estrangulador si se aplica la siguiente consideración:

Presión Aguas Arriba / 1.7 ≥ Presión Aguas Abajo

Una Buena regla empírica es mantener una presión de 50% o menos aguas abajo delestrangulador. Esto para tener en cuenta errores en la tubería. Instrumentos, etc.

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Flujo No Crítico

Ocurre cuando el sistema de presión empleado es restringido de alguna manera. Ejemplos deesto son, cuando se produce a un oleoducto con alta presión, restricciones en el sistema detubería, etc.

El flujo crítico es requerido para obtener conocimiento de la productividad del efluente del pozo.

Dispositivos de Alivio de Presión

Son dispositivos activados por una presión estática de entrada y diseñados para abrir durante unaemergencia o condiciones anormales para prevenir que la presión interna del separador exceda elvalor de diseño especificado para el mismo. En caso de que un funcionamiento defectuoso o malaoperación cause un aumento de la presión del separador a un nivel peligroso, los dispositivos dealivio de presión proporcionan una vía de escape a la presión.

Válvula de Seguridad (PSV)

La válvula de seguridad se localiza en laparte superior del separador y estadiseñada para abrir y liberar el excesode presión y posteriormente cerrar paraprevenir un flujo de fluido adicionalcuando las condiciones normales hansido restauradas. Su salida debe serdirigida a la atmosfera o conectada a lalínea de salida de gas, aguas debajo dela válvula controladora de presión.

Dependiendo de los requisitos delcliente, la complejidad del sistema y lasregulaciones locales, la salida para laválvula de seguridad a veces se conectaa una línea de venteo separada.Las válvulas de seguridad cuyas características operacionales son afectadas directamente porcambios en la contrapresión se conocen como convencionales.Las válvulas de seguridad puede incorporar fuelles o u otros mecanismos para minimizar el efectode la contrapresión sobre las características operacionales de las mismas. Estas válvulas seconocen como balanceadas.Algunas válvulas de seguridad cuentan con un piloto (Válvula de Alivio Auxiliar, de menor tamaño)que esta conectada y controla al dispositivo o válvula principal.

La presión de calibración es la presión a la cual se quiere que la válvula de seguridad abra. Estapresión es ajustada con la fuerza de un resorte sobre un disco cuya área esta expuesta a lapresión estática del separador.

La presión de calibración es normalmente ajustada al 90% de la Presión Máxima de TrabajoPermisible (PMTP ó MAWP en ingles) del equipo. Debido a la influencia de la temperatura ytolerancias de calibración, no se puede garantizar que la PSV abra exactamente a la presión a la

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que fue calibrada, por lo que es conveniente asumir que la válvula puede abrirse con unatolerancia de ±5% (Entre 85% y 95% de la PMTP, para un válvula calibrada al 90% de la PMTP).

La practica recomendada API RP 520 enuncia que la máxima presión de calibración para unaúnica válvula de seguridad es el 100% de la PMTP.

Consecuentemente, la presión de operación en el separador deberá mantenerse por debajo del85% de la PMTP para prevenir la apertura de la válvula de seguridad.

La válvula de seguridad debe ser calibrada una vez el separador regrese a la base, si esta ha sidoactivada durante una operación.

Disco de Ruptura

Es un dispositivo diseñado para reventar a unapresión específica permitiendo el alivio de presión ala atmósfera o línea de descarga. Esta hecho de undiafragma convexo el cual es instalado en un portadiscos el cual es ubicado en la parte superior delseparador.Este dispositivo de alivio de presión permaneceráabierto una vez a sido activado, permitiendo flujo defluido adicional luego de que las condicionesnormales se han restablecido. El diafragma estacompletamente roto cuando dispara, dejando unpaso libre a través del cual gas y líquido puedenescapar. El disco debe ser cambiado si se dispara.

El disco de ruptura es normalmente seleccionado para romper a 110% de la presión máxima detrabajo permisible del separador. Debido a los efectos de la temperatura y una tolerancia defabricación, no se puede garantizar que el disco estallará exactamente a la presión a la que fuediseñado. Se recomienda considerar el disco puede romper con una tolerancia de ±5% (Entre105% y 115% de la PMTP, para un disco seleccionada para que rompa al 110% de la PMTP).

En caso de emergencia, la válvula de seguridad siempre deberá abrir antes que el disco serompa.

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8 QUEMADORES DE GAS

Quemador vertical

La quema es el proceso de combustión o reacción química rápida entre el oxigeno (aire) y loshidrocarburos (gas) la cual necesita una fuente de ignición para iniciar.

Esta reacción es la razón por la cual se debe purgar el equipo,… para prevenir una explosión enun sistema de producción.

Existen dos tipos de combustión:

1. Combustión Completa ocurre cuando hay suficiente oxigeno, calor, y tiempo paraquemar y convertir el gas en dióxido de carbono y agua.

2. Combustión Incompleta significa que no existe suficiente tiempo o una mezclaapropiada para quemar el gas limpiamente; de esa forma, se producen monóxido decarbono e hidrocarburos no quemados.

Ejemplo: Metano CH4 + (O2)2 = CO2 + (H2O)2

La composición del gas varia la gravedad especifica. Quemar limpiamente todo el gas es muydifícil. Generalmente resulta una combustión incompleta y se producen emisiones no deseadas.

Existen diferentes dispositivos para quema de fluidos. Los quemadores verticales, incineradores, ypresas de quema requieren unas distancias mínimas desde el equipo y al cabezal de pozo.

Los quemadores verticales tienen requerimientos de altura y distancia para riesgos de fuego,elevaciones de temperatura, y dispersión de polución. Se requiere de manera continua un pilotoconfiable o sistema de ignición automático para asegurar la quema de cualquier gas descargadopor el separador.

(Las regulaciones pueden diferir de una región a otra.)

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Los incineradores tienen requerimientos de distancia para riesgos de fuego y de tamaño para uneficiente tiempo de quemado. Se requiere de manera continua un piloto confiable o sistema deignición automático para asegurar la quema de cualquier gas descargado por el separador.


Las presas de quema tienen requerimientos de distancia desde el equipo en la locación yrequieren fuentes de ignición confiables para quemar el gas dirigido hacia la presa.


Los Quemadores verticales no queman el gas eficientemente, porque la mezcla de gas y aire sehace en la punta del cañón. Los diferentes tipos de gas tienen variedad de composiciones, y deesa forma resultará una combustión incompleta. El gas requiere altas temperaturas y tiempo paraque los hidrocarburos más pesados quemen apropiadamente.

Los Incineradores están diseñados para mezclar gas y aire en una cámara de incineraciónaislada donde el tiempo de quemado se incrementa y se pueden mantener temperaturas hasta2300οF (1260οC) para quemar el gas eficientemente. Este es llamado Tiempo de Residencia.

Durante este tiempo de residencia se alcanza una combustión completa donde todos los gasesson incinerados.

Las presas de Quema, al igual que los quemaderos no queman eficientemente, y la elevacióntérmica y la dispersión de polución no son una consideración o factor.

La elevación de temperatura en incineradores es muy pobre comparada con los quemadores; eltiempo de residencia es necesario para quemar el gas eficientemente. Las emisiones no tienen lavelocidad para alcanzar grandes alturas para dispersarse.

El quemado y la incineración causan cambios químicos en al gas; un incinerador hace esto másefectivamente. Un incinerador no eliminará el Sulfuro de Hidrogeno (H2S), contrario a lo quepiensan algunas personas, sino que lo convierte en Dióxido de Azufre (SO2) exactamente igualque en un quemado convencional.

Sistemas de Encendido Eléctrico o Generación de Chispa

Estos dispositivos son usados para la ignición del piloto de un quemador después de purgar todoslos equipos. Estos sistemas trabajan con el mismo principio que los calentadores en línea.

Uno de estos dispositivos es el Encendedor de llama o ignitor , en el cual el gas y el aire semezclan en un tubo Venturi. La mezcla viaja por un tubo al tope del quemador. Cuando el botónde ignición es oprimido, la chispa enciende la mezcla de gas y la llama viaja por la tubería hasta elpiloto en el tope del quemador, y enciende el combustible existente en este.

Vista Interna de un Encendedor de llama

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Una vez el piloto esta encendido, el encendedor puede ser apagado hasta que se necesitenuevamente. Es una buena práctica instalar aguas abajo del encendedor una válvula para aislarlocuando no este siendo usado. Esto previene un mal funcionamiento en el ignitor causado poracumulación de suciedad y residuos en los electrodos que generan la chispa.

El uso de un encendedor requiere que el combustible y el aire se mezclen apropiadamente paracrear una explosión controlada. En esta foto, cortesía de ACL Manufacturing, se instaló unregulador. El regulador ayuda a mantener la cantidad de combustible que entra en el Venturi, asícomo a mantener la presión de operación.

Encendedor de llama con Regulador

El ajuste del regulador puede tomar unos pocos intentos para alcanzar el ajuste apropiado. Unavez se haga esto, el regulador no tendría que ser ajustado nuevamente.

Estos son algunos puntos de seguridad en que pensar cuando trabaje con propano:

Tenga disponible un extintor de incendios listo para usar. Use el EPP apropiado. Comunique sus intenciones a otros. Asegúrese que no haya fuentes de ignición aleatorias

Este seguro de su propósito; si usted esta inseguro o tiene dudas, pregunte.

Estas mismas consideraciones aplican para otros dispositivos de encendido de quemadoresbasados en bujías, generadores de alto voltaje, etc. y un piloto alimentado con propano.

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9 TANQUES DE ALMACENAMIENTO Y CALIBRACION

Después de la separación, la unidad de fluido puede ser medida en un tipo de medidor o en un

tanque de almacenamiento de fluidos. El tanque puede ser un sistema abierto o cerrado, parasustancias amargas o dulces. Cuando se finaliza la medición el fluido será cargado y transportadopara su procesamiento o disposición.

Tipos de Tanques para almacenamiento de Fluido Tanque Abierto para almacenamiento

Tanque Cerrado para almacenamiento

Tanque Abierto para Almacenamiento

Son tanques donde los vapores del gas serán venteados a la atmosfera. Los tanques del equipode perforación son un ejemplo del equipo que cae en esta categoría.

Tanque Cerrado de Almacenamiento

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Tanques de Calibración

Son tanques donde los vapores del gas serán venteados a la atmosfera. Los tanques del equipode perforación son un ejemplo del equipo que cae en esta categoría.

La exactitud en la determinación de las dimensiones de un tanque es un factor muy importantepara la determinación del volumen del líquido si tenemos en cuenta las consecuencias que tienenlas mediciones incorrectas en una Tabla de Capacidad errónea, la cual puede permanecer en usodurante un largo periodo de tiempo antes de que sea advertido el error. Los errores en la Tabla deCapacidad originan errores en la contabilización de los contenidos del tanque, y por tanto, que lastransacciones comerciales y pagos están sujetos a litigios y discusiones. Los problemas que se

plantean por estos errores son muy difíciles, y a veces, imposibles de resolver sin pérdidas poruna de las partes involucradas. Como resulta tan importante el método y el grado de exactitudempleados al tomar las dimensiones de un tanque, deben ser presenciadas por todas las partesinteresadas en determinar las existencias en un tanque calibrado.

A pesar de que muchos tanques en un mismo parque puedan parecer idénticos, si aplicamosmediciones con elevada precisión notaremos que cada uno tiene dimensiones únicas. Por lo tantono es aceptable realizar las tablas de calibración de tanques basados en los planos de ingenieríautilizados en su construcción, especialmente si estas medidas van a ser utilizadas para crear unabase de datos para el posterior cálculo de masa y volumen.

Un pequeño error en las mediciones conlleva a serias discrepancias en el registro de calibración.Esto introduce errores sistemáticos en el cálculo de las cantidades, ya sean de entradas o salidasdel tanque en el tiempo en que esté en servicio, o hasta que se le realice una nueva calibración.

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Métodos de Calibración

La calibración de un tanque puede ejecutarse por uno de los métodos siguientes:

• Geométrico.•

Volumétrico.• Gravimétrico.

La selección del método o del procedimiento está relacionada con la capacidad nominal deltanque, su forma, su ubicación, las condiciones de uso, etc.

Método Geométrico

Los métodos geométricos consisten en una medición directa o indirecta de las dimensionesexteriores o interiores del tanque, de las obras muertas positivas y negativas y del techo o pantallaflotante, si son acoplados.

Para la calibración geométrica se emplean los siguientes métodos:

Método de Encintado para tanques cilíndricos verticales (NC-ISO 7507-1).

Método de la Línea Óptica de Referencia para tanques cilíndricos verticales (ISO 7507-2)

Método de Triangulación Óptica, para tanques cilíndricos verticales (ISO 7507-3).

Método electro-óptico de distancias ordenadas mediante mediciones internas (ISO 7507-4).

Método electro-óptico de distancias ordenadas mediante mediciones externas (ISO 7507-5).

Notas:

• El procedimiento de medición interna por medio de una cinta con un dispositivo para tensar,generalmente no se admite para la calibración de tanques que contienen líquidosinvolucrados en el comercio internacional, excepto cuando otro método mejor no pueda seraplicado (por ejemplo, en el caso de tanques aislados térmicamente).

• En cada uno de estos métodos es necesario una corrección por temperatura, debido a queen el momento de la calibración del tanque es común que exista producto en su interior, porlo que se ve afectada su estructura debido a la deformación que este provoca en el casco.

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• Los métodos geométricos pueden ser usados en tanques con una capacidad nominal dealrededor de 50 m3 y más, que posean forma geométrica regular y que no presentendeformaciones.

Método Volumétrico

En general se usa para cualquier tipo de tanque aunque se recomienda según la norma API 2555para capacidades entre 8 y 80 m3 (como restricción volumétrica).

Las mediciones se realizan con ayuda de una instalación patrón que cuenta con un caudalímetroque garantice la exactitud requerida y una cinta metálica patrón (clase 1) con plomada, amboscalibradas y certificadas por el organismo metrológico estatal, preferentemente acreditado.

La calibración puede realizarse con combustible o agua, prefiriéndose este último como líquido detrabajo debido a que garantiza mayor seguridad (líquido poco volátil y no inflamable).

El método volumétrico es generalmente usado para la calibración de tanques de las siguientes

categorías:

Tanques soterrados, de cualquier tipo.

Tanques a nivel del suelo o elevados sobre el suelo, con capacidad nominal hasta 100 m3.

Tanques, de forma no adecuada para la utilización de un método geométrico.

Condiciones para el aforo:

• Durante el aforo deben observarse todas las reglas de seguridad y contra incendios,necesario para la prevención de accidentes de cualquier tipo.

• Se prefiere que el recipiente se encuentre totalmente vacío y limpio antes de comenzar eltrabajo.

• Se establecen exigencias para el control de la temperatura tanto ambiental como dellíquido de trabajo (agua o combustible).

• El recipiente deberá ser hermético.

• La TCT resultante puede emplearse, como en los otros métodos, como referencia para lainstalación de equipos de sondeo apropiados para la determinación de la capacidad deltanque de manera automatizada .

La calibración volumétrica puede hacerse mediante dos procedimientos:

• Por llenado• Por vaciado

El primero es aconsejable para tanques soterrados debido a su posición con respecto al suelo, lacual sería poco práctica en el procedimiento de vaciado. En ambos casos se utiliza uncaudalímetro o tanque patrón, ya sea este último portátil o estacionario.

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Consiste en llenar (o vaciar) por etapas el tanque a calibrar y empleando una cinta con plomadase van midiendo los niveles de llenado, conformándose una tabla de volumen contra nivel (TCT).Estas etapas estarán en correspondencia con la capacidad y forma del tanque (verespecificaciones para esferas y esferoides).

El diámetro del tanque patrón de prueba deberá ser menor que el del tanque a calibrar con elobjetivo de obtener una buena precisión en las mediciones. En el caso específico de tanques deprueba estacionarios estos deberán ser calibrados mediante mediciones críticas o a través de uncaudalímetro master.

En muchas ocasiones es necesario calibrar los fondos de los tanques cilíndricos verticalesutilizando este método debido a las deformaciones irregulares que suelen sufrir estos debido a lapresión del líquido durante el servicio.

Método gravimétrico.

Consiste en determinar la masa del tanque a calibrar primeramente lleno de agua y después devaciado con básculas de elevada precisión. La diferencia entre ambas mediciones permite calcularel volumen del tanque mediante la densidad del producto utilizado en la calibración (agua).

Para confeccionar la TCT se procede de igual manera que el método volumétrico, o sea, medianteetapas de llenado o de vaciado se obtienen las capacidades parciales a diferentes nivelesutilizando la masa como parámetro intermedio.

Se realizan las correcciones correspondientes por efecto de la temperatura sobre la densidad delagua así como las propias debido al proceso de pesada.

Especificaciones para tanques especiales .

Tanques Esféricos:

Método Geométrico

Debido a la propia forma esférica del tanque la medición externa usando el procedimiento descritoen el Método de Encintado se torna extremadamente difícil de ejecutar. Es por ello que se procedea calcular el volumen total de la esfera tomándose fundamentalmente tres medidas. La primeraconsistirá en medir con una cinta métrica el ecuador de la esfera y las siguientes dos medicionespasando verticalmente por los polos y formando en este punto un ángulo de 90º. El cálculo devolúmenes parciales a diferentes alturas de medición se hará mediante fórmulas o una tabla de

Volumen parcial vs. Nivel de líquido medido en el interior de la esfera.

En este tipo de tanque se establecen dos líneas de capacidad principales. Una de ellas sedenomina línea de capacidad de fondo situada en el punto inferior interno del tanque que pasaríatangencialmente y otra en el punto superior del interior del tanque denominada línea tope decapacidad. En estos tanques no existe agua libre en el fondo.

Para ver como queda conformada la T.C.T. por este método .

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Método Volumétrico

Como primer paso el tanque debe llenarse con agua hasta alcanzar su capacidad total.

Posteriormente se irá descargando esta agua en tanques patrones ya calibrados utilizados coneste fin y luego efectuar las mediciones de volumen en el mismo por cada pulgada que baje elnivel en el interior del tanque esférico en las zonas que comprenden el 1/4 inferior y el 1/4 superiorde su línea central y cada 2¨ (5.08 cm.) en la zona intermedia quedando establecida de esta formala T.C.T.

Tanques Esferoidales

Método Volumétrico.

Son un caso bastante semejante a los esféricos a la hora de construir la T.C.T aplicando elmétodo volumétrico con la diferencia de que estos poseen las líneas de capacidad superior einferior de manera diferente por lo que las etapas de llenado o vaciado se establecen de lamanera siguiente:

Se debe introducir agua hasta alcanzar la línea de capacidad superior e ir descargándola en lostanques patrones, de manera que queden registrados los volúmenes drenados por cada pulgadacomprendida entre el 1/4 inferior y el 1/4 superior de la distancia entre las líneas de capacidadsuperior y de fondo, y cada 2¨ (5.08 cm.) en el tramo intermedio. Como paso final construir la TCTmostrando los volúmenes parciales contra altura de llenado.

Método GeométricoDebido a que estos tanques en Cuba no existen, si se desea conocer la calibración por estemétodo referirse a la norma API 2552.

Caso específico de tanques horizontales para almacenar gas licuado (sistema de circuito cerradoo tanque presurizado).

La TCT en este caso quedará conformada según el método volumétrico pero con la especificidadde trabajar ya no con mediciones de altura basada en unidades de longitud contra volumenparcial, sino con el tanto por ciento de las etapas de llenado vs. volumen parcial debido a que elequipo encargado de realizar el inventario de nivel indica la proporción de líquido en el interior deltanque con relación a la altura total del mismo, por lo que al introducir la lectura del equipo en la

TCT, esta nos dará el volumen correspondiente al tanto por ciento ocupado por el producto en eltanque.

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Resumen de los métodos de calibración según el tipo de tanque:

Método de Calibración más usado según tipo de tanque.

Tipo de tanque Método de Calibración

Cilíndricos Verticales Geométrico*

Cilíndricos Horizontales Volumétrico

Esferas Volumétrico**

Esferoides Volumétrico***

Carros Cisternas Volumétrico

Ferro Cisternas Volumétrico

* También podrá usarse el Método Volumétrico cuando la capacidad del tanque sea pequeña.

** En casos específicos se utilizará el método geométrico

*** Si se desea calibrar mediante el método geométrico ver norma API 2552.

Tanques Certificados

Estos tanques son usados para almacenar los fluidosproducidos por el pozo tienen una presión de trabajomayor a 15 psi y el gas es venteado al quemador.Este tipo de tanques deben ser fabricados bajo unprograma de control de calidad para asegurar laconformidad con las especificaciones de diseñoutilizando materiales que cumplen los requerimientos

de NACE (National Association of CorrosionEngineers) y por ASME (Sección VIII División I)

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Tanques No Certificados

Tanques de almacenamiento construidos bajo un programa de control de calidad. Cuando un

fluido amargo esta siendo producido, se emplea un sistema de depuración de H2S para prevenirque el gas amargo escape a la atmosfera.

Los tanques de almacenamiento presurizados no certificados serán construidos bajo un programade calidad, pero usualmente están unidos a un sistema de quemadero en lugar de un DepuradorAmoniaco-Gas. Este tipo de tanques tienen una presión máxima de 14.9 psi.

Los datos de especificaciones de construcción, diseño y material deben estar disponibles cuandosean requeridos por la compañía operadora y entidades gubernamentales. El reglamento yregulaciones que rigen el almacenamiento de fluidos pueden diferir de una región a otra.

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10 BOMBAS

Las bombas son dispositivos usados para mover líquidos, o compuestos acuosos (lodo y semi-

líquidos), de una baja presión a una alta presión superando una presión diferencial. Las bombaspara gas son generalmente llamadas compresores, aunque en leves incrementos de presión,como en un calentador o acondicionador aire, se les conocen como ventiladores o sopladores.

La primera bomba fue descrita por el filósofo griego Arquímedes en el siglo 3 A.C., conocida comola Bomba de Tornillo de Arquímedes. Las bombas trabajan por fuerza mecánica, elevación física ofuerzas de compresión.

Arquímedes diseño la Primera Bomba

Existe una amplia variedad de bombas en uso para un número de diferentes tipos de aplicacionesen el mundo. En la industria del petróleo y gas, las bombas son usadas diariamente paracompresión, succión, transferencia de fluidos, movimiento de aire, gases, y aplicacioneshidráulicas.

Existen algunos procedimientos básicos, los cuales deberían ser usados en cualquier bomba:

Nunca arranque una bomba con la válvula de entrada o suministro cerrada. Nunca pruebe el funcionamiento de una bomba más de un minuto. Si el equipo

no bombea, inspeccione si la línea de succión presenta fugas y/o asegurarseque esté sumergida lo suficiente en el líquido a ser bombeado.

Revise que la línea de succión tenga un diámetro suficientemente grande paraproporcionar el caudal de flujo de la bomba.

Revise y asegúrese que el líquido bombeado no se vaporice en la succión. Abra las válvulas de bypass mientras arranca. Nunca arranque una bomba en estado seco. Esto conduciría

sobrecalentamiento en el rotor o impulsor y estator o voluta, resultando que labomba se detenga.

Previo al arranque de una nueva bomba o antes de colocar nuevamente enservicio una bomba que ha sido desmantelada o drenada, llene esta con agua

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(o con el líquido a bombear) y rote esta con la mano varias vueltas en ladirección de la flecha para llenar la bomba en cada lado del estator.

Un arranque corto, para revisar que la bomba rota en la dirección correcta de laflecha estampada en el soporte del rodamiento.

Tipos de BombasExisten diferentes tipos de bombas, las cuales deben ser seleccionadas por ser la más adecuadadependiendo de los requerimientos de la operación.

Bombas Centrifugas (Tipo Impulsor, Impeler)

Una bomba centrífuga es un tipo de bomba hidráulica que transforma la energía mecánica de unimpulsor rotatorio en energía cinética y potencial requeridas (movimiento y cabeza hidrostática). Elfluido entra por el centro del impulsor, que dispone de unos álabes para conducir el fluido, y porefecto de la fuerza centrífuga es impulsado hacia el exterior, donde es recogido por la carcasa ocuerpo de la bomba, que por el contorno su forma lo conduce hacia la tubería de salida o hacia elsiguiente impulsor (siguiente etapa).

Normalmente impulsadaseléctricamente

Estas son usadas paratransportar aceite y agua afacilidades dealmacenamiento

La potencia debe ser

suficiente para manejarfluidos viscosos sinsobrecalentarse

Bomba centrifuga

Las bombas centrífugas son buenas para mover grandes volúmenes de fluidos cuando no haypresión suficiente en la vasija.

El desempeño de este tipo de bombas puede ser observado en las curvas para tal finsuministradas por el fabricante de acuerdo al modelo y dimensiones de la bomba. En estas curvasse puede observar diámetros disponibles del impulsor, la presión de descarga en términos decabeza hidrostática, potencia al freno requerida para el motor (BHP), Eficiencia, y capacidad dedesplazamiento de la bomba

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Ejemplo de Curvas de Desempeño para Bombas Centrífugas

Precaución: Cuando transfiera líquidos que tienen gas en solución desde un tanque cerrado conventeo a un quemador, la presión de succión tendrá que ser compensada inyectando gas en eltanque para evitar una presión de vacío en el mismo.

Bombas de Inyección de Químico

Normalmente activadas con aire Tipo Pistón usada para inyección de

químico en una corriente de altapresión.

El fluido bombeado debe serabsolutamente limpio.

Algunos químicos pueden causardaño a la bola y asiento

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Sección Transversal de una Bomba de Inyección de Químicos

Durante las operaciones y aplicaciones de pozo, puede ser requerida la inyección de químicos enuna corriente de flujo. Los químicos son inyectados usualmente en pequeñas cantidades así queuna bomba como la mostrada arriba estará bien. Las aplicaciones donde una bomba de inyecciónde químico puede ser usada:

Metanol inyectado aguas arriba del estrangulador, lo más cerca al cabezal depozo ayudará a prevenir los hidratos a través del estrangulador durante la caídade presión.

Agentes antiespumantes inyectados en la corriente de flujo ayudan a prevenirque se genere espuma en la vasija. La espuma ocupará muy rápidamente elespacio de la vasija, especialmente en grandes caídas de presión, resultandoque el líquido de pozo sea arrastrado al quemador creando un incidente.

Inhibidores inyectados en una tubería para prevenir la corrosión. Agentes espumantes inyectados en el fluido de circulación durante la

perforación con aire levantarán la roca perforada con mayor facilidad.

El diafragma de la bomba (Sección neumática) mueve el pistón hacia adentro y hacia afuera delensamble de la cabeza, el fluido es succionado y luego descargado. Este mismo principio esaplicado para otras bombas neumáticas para bombeo de líquidos.

Bombas de Diafragma

Normalmente activadas con aire

Utilizan diafragmas para desplazar elfluido bombeado. El fluido bombeado debe ser

absolutamente limpio. Algunos químicos pueden causar

daño los diafragmas

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El funcionamiento de las bombas diafragma, está basado fundamentalmente en la acción conjuntade cuatro elementos:

• un par de diafragmas• un eje que une los diafragmas• una válvula distribuidora de aire• cuatro válvulas de esfera

El movimiento alternativo de los diafragmas, genera la succión y la impulsión del producto a travésde las válvulas. Este movimiento es producido por aire comprimido, el cual es distribuido a undiafragma u otro por la válvula de aire.

Una vez conectado el aire comprimido, la válvula distribuidora lo enviará a la parte posterior deuno de los diafragmas, haciendo que el mismo se aleje del centro de la bomba.

Ya que ambas membranas se encuentran unidas por el eje, en el mismo movimiento el diafragma

de la izquierda se verá atraído hacia el centro de la bomba, generando una depresión en lacámara de líquido y expulsando al exterior el aire que se encontraba en su parte posterior.

Dada la diferencia de presiones entre la cámara de líquido y el exterior, el producto a bombearingresa al equipo abriendo la válvula de esfera. Cuando el eje llega al final de su carrera, laválvula distribuidora cambia el sentido del flujo de aire, enviándolo a la parte posterior de la otramembrana.

A partir de este momento, ambos diafragmas y el eje efectúan un recorrido inverso al anterior,produciendo el vaciamiento de la cámara de líquido izquierda y generando vacío en la de laderecha (las válvulas de esfera que estaban abiertas se cierran y viceversa debido al cambio desentido del flujo). Este ciclo se repite indefinidamente mientras esté conectado el suministro de

aire, independientemente de si la bomba está alimentada con líquido o no.

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11 GENERADORES ELECTRICOS

La energía eléctrica es requerida en casi todo lo que hacemos, desde encender las luces y

electrodomésticos hasta proveer calor. Las locaciones de pozos remotos no son diferentes. Losgeneradores de energía portátiles proveen suministro eléctrico a una nueva locación de pozo.Tender líneas de energía a locaciones remotas no es un costo efectivo o practico hasta que seadeterminada la productividad del pozo.

Los generadores deben tener un buen mantenimiento todo el tiempo. En un clima severo, ungenerador confiable y con buen mantenimiento podría ser su salvavidas.

Verificación Pre-Arranque

La verificación pre-arranque será diferente dependiendo del tipo de generador. Los generadoresde gas y diesel no tienen los mismos componentes y tienen diferente procedimientos de arranque.Familiarícese con la unidad; revise el manual del propietario y haga preguntas.

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Señales de daño Nivel de Refrigerante (Mezcla de glicol y

agua) Nivel y limpieza del Aceite Combustible Filtros (aceite, aire y combustible) Condición de correas Si la unidad está nivelada Radiador Adecuado Aterrizaje de la descarga de los gases

de escape Condición de la Batería

Arranque

Prepare el sistema de combustible con la bomba de cebado (diesel), active el estrangulador (gas)Pre-caliente los generadores (Un motor diesel con tapón calentador o una cámara decalentamiento). Consulte el manual del propietario para procedimientos de precalentamiento. Elprecalentamiento calienta el combustible antes que sea comprimido para su ignición.

Una buena regla de campo es:

Sobre 86OF (30OC) Cerca de 10 segundos Entre 50OF-86OF (10OC-30OC) Cerca de 15 segundos Entre 32OF-50OF (0OC-10OC) Cerca de 20 segundos Entre 0OF-32OF (-18OC-0OC) Cerca de 30 segundos Por debajo de 0OF (-18OC) Cerca de 45 segundos

Encienda el motor y monitoree los indicadores:

Presión de Aceite (40 psi-60 PSI) Temperatura Refrigerante (160°F -195°F) Voltaje de la Batería (12-14 voltios) Frecuencia de Salida de Energía (60 Hz)

*** Los motores diesel pueden ser difíciles de encender en clima frío. El éter no es recomendado,pero si se usa, utilícelo moderadamente. Su uso excesivo causará daño del motor.

*** Los motores alimentados con gas pueden tener que ser iniciado con un jalón. Siempre use unmovimiento de jalón controlado, suave. Tirar bruscamente del cordón del arranque puede dañar launidad o herir al trabajador.

Revisiones Diarias

En todos los sistemas de combustible de generadores, si importar el tipo, la limpieza delcombustible es muy importante. Haga todo lo posible por prevenir que la mezcla, mugre ocontaminantes de cualquier tipo entren al sistema de combustible.

Generador Diesel

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Nivel y limpieza del aceite Señales de fugas Lecturas de los indicadores en rangos

normales óptimos

Sistema de Combust ible de un Generador a Gasolina

Mantenimiento

Todos los motores necesitan mantenimiento. Consulte el manual del propietario para las horasprogramadas. Algunas cosas usuales que se pueden hacer sin enviar la unidad a un serviciotécnico regular son:

Cambio de aceite

Cambio de filtro o filtros de combustible Cambio de Filtro de Aire Reemplazo de bujías (en Motores a gas) Llenado de refrigerante Reemplazo de la batería

Presión de Aceite

La presión de aceite en operación debería estar entre 40 y 60 PSI. Si la presión cae por debajo de40 PSI, revise el nivel de aceite del motor. Revise si hay fugas exteriores y si el filtro de aceite estálimpio. Si la presión es muy baja, el generador se apagará por el interruptor del circuito de falla.

Indicador de la Temperatura del Agua

La temperatura del agua debería estar entre 1650F y 1950F dependiendo de la carga y latemperatura ambiente. Si la temperatura del refrigerante excede los 2500F, revise el nivel de este.

Espere a que el refrigerante se enfríe antes de remover la tapa del radiador.

Medidor de Voltaje

El voltaje de la batería debería estar entre 14 y 15 voltios. Cambie la batería si esta no mantiene lacarga. Las baterías también controlan los sensores del motor. Antes de apagar el generador,mantenga la unidad por 3 a 5 minutos sin carga eléctrica. Esto permite que el aceite y el

refrigerante arrastren el calor de la cámara de combustión y los rodamientos.Batería

Mantenga la batería libre de corrosión alrededor de los terminales de conexión. Limpiar estosterminales extiende la vida de la batería y proporciona un máximo de amperaje de arranque enfrío. Revise los niveles de agua destilada si el voltaje es bajo.

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Bujías

En los generadores a gasolina o gas, las bujías deberían ser revisadas periódicamente (Observeel manual del propietario para los tiempos recomendados). Los detalles a observar son:acumulación de carbón, superficie grasosa, bujía quemada, o cualquier otro detalle que se vea

sospechoso.El trabajo cerca de los generadores tiene su grado de riesgo. Los factores a considerar son:

Volatilidad del combustible Calor Partes en movimiento Ruido Sustancias Toxicas Electricidad Use el EPP apropiado para prevenir lesiones

Cuidado Eléctrico

El trabajo con electricidad es algunas veces realizado diariamente, mueva un interruptor y la luz seenciende. La mayoría de las personas no piensa mucho en la electricidad y aún las casas sequeman y las personas mueren cuando esta no se respeta o no es usada correctamente.

En las locaciones de pozo, cuando se usa energía portátil o permanente, se requiere que todosestén conscientes de los peligros asociados con la electricidad. Las locaciones tienen ciertascondiciones que tienen que ser cumplidas de acuerdo a prácticas legales regionales y losprocedimientos y políticas regionales.

En el pozo, el equipo será descargado, colocado en posición e instalado. Para ser protegido de unpercance eléctrica, ya sea de origen natural o artificial, considere lo siguiente:

Puesta A Tierra (Grounding): una conexión conductora entre un equipo o circuito eléctrico y la

tierra o algún otro dispositivo conductor que sirva en lugar de la tierra.Enlace Eléctrico (Bonding): unión de partes metálicas formando un camino conductor eléctrico,asegurando continuidad y capacidad para conducir cualquier corriente eléctrica de manera segura.

Interruptor de Circuito de Falla a Tierra: un dispositivo destinado para desenergizar un circuitocuando la corriente a tierra tiene fallas, previniendo que otro objeto o una persona se conviertanen el nuevo conductor eléctrico hacia la tierra.

Circuito Intrínsecamente Seguro: equipo y cableado incapaz de liberar suficiente electricidad,bajo condiciones normales o anormales, para causar ignición.

Protección Catódica: un medio para reducir o prevenir el proceso electroquímico destructivo dela corrosión en un metal. Se usa un metal como cátodo (batería), y se genera una corriente

eléctrica positiva a través de la tubería, un ánodo de sacrificio o electrón negativo es producido,compensando los efectos de la corrosión.

La puesta a tierra del equipo evitará que usted sea el conductor y la electricidad no pasará através de su cuerpo. En el evento de una tormenta eléctrica, la puesta a tierra de los equipospermitirá que la electricidad de un rayo se descargue a través del equipo hacia la tierra con undaño mínimo.

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Cuando el equipo esta colocado, puede haber solo un punto a tierra. Esta es la razón por la cuales importante enlazar todos los equipos.

En el evento de un clima lluvioso combinado con un cableado eléctrico en mal estado, elinterruptor de Falla a Tierra activará el circuito y cortará la electricidad.

Cuando realice transacciones con facilidades, baterías de aceite y gas, puede ser necesario quedesconecte el sistema de protección catódica para prevenir choque eléctrico.

La tierra y el enlace eléctrico del equipo debe ser metal a metal. Puede ser necesario raspar lapintura del equipo o remover la oxidación en el contacto de aterrizaje o enlace para completar laconexión. Use los accesorios de aterrizaje o enlace eléctrico recomendados por el fabricante delequipo.

Abrazadera para ater rizar equipo

Los componentes eléctricos deben cumplir un código reconocido y pueden ser restringidos alímites de zonas.

Las Áreas de Zona son clasificadas como:

1. Zona 0 – Mezcla explosiva Gas-Aire presente continuamente o por largos periodos detiempo.

2. Zona 1- Mezcla explosiva Gas-Aire es probable que ocurra en operaciones normales.3. Zona 2 - Mezcla explosiva Gas-Aire no es probable que ocurra y, si ocurre, será por un

corto periodo de tiempo.

4. ÁREA SEGURA – Todas las otras áreas que no son mencionadas arriba.

Adicional a la definición de Área Peligrosa por la clasificación de ‘zonas’, podemos tambiénencontrar un Área Peligrosa definida como Clase 1 División 1 o Clase 1 División 2. Estadependerá de la región donde se esté trabajando.

Clase 1 División 1 y Clase 1 División 2 son en líneas generales similares a Zona 1 y Zona 2respectivamente.

Cuando hablamos de “EQUIPO A PRUEBA DE EXPLOSIÓN” comúnmente significa que el equipoestá especificado para uso en áreas clasificadas como las Zona 1 y 2. Las especificaciones delequipo definen las áreas en las cuales un conjunto o componente específico está diseñado paraoperar.

Los paquetes de documentación de componentes estipulan la “Certificación”, la cual permitecolocar el componente en el área de operación deseada.

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Cuando un equipo es instalado en el área de operación de acuerdo al código o zona, revise lasseñales de daño a sistemas eléctricos:

Accesorios rotos Cables gastados Barreras de Vapor Dañadas Cables Expuestos Tierras Rotas en receptáculos de enchufe Cajas de empalmes dañados, etc.

Si se descubre un equipo defectuoso pre-trabajo, post-trabajo o incluso durante el trabajo, deberáreportar y documentar la deficiencia y reparar o retirar este de servicio.

¡Si usted tiene dudas pregunte!

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12 ADQUISICION DE DATOS

Adquirir datos es la tarea primaria conducida para determinar la dirección que tomarán los

proyectos. La exactitud de los datos debería ser la mejor de las habilidades del equipo y personal.Los datos pueden también determinar la longevidad del equipo, debido a condiciones y fuerzasque afectan en el trabajo.

La adquisición de datos puede ser usada para evitar un problema potencial, hidratos, desgaste detubería, corrosión, etc. Es de la mayor importancia que los datos sean registradosapropiadamente, entendidos, y comunicados a evitar un percance.

Los datos puede ser registrados por:

Entrada Manual, a partir de dispositivos mecánicos Adquisición de Datos Electrónica

Hoja de Datos para Prueba de Campo

Entrada Manual, escrita en una hoja de datos, los valores observados de un instrumento:

Presión

Temperatura Incrementos Caudales Volúmenes Valores

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Computador

Cuando se registran datos manuales, se debe tener cuidado de introducir los datos en las celdascorrectas. Entradas en celdas incorrectas puede conducir a un error operacional y a un error dereporte, resultando en un percance menor o mayor, donde un error no es aceptable.

No solo las celdas importan para la exactitud, se requiere que escriba comentarios que describanla actividad, cambios en caudal de bombas, tasas de inyección, ajuste en el tamaño del

estrangulador, transferencia de fluidos, etc.A partir del formato en borrador, la información de cada celda es introducida a una hoja de datosen computador. La exactitud debe llevarse aquí y estonces el reporte es generado.

Un registrador Barton es un dispositivo mecánico que grafica presiones para el calculo del caudalde gas. También puede ser usada para graficar la estabilidad de presión durante prueba depresión.

Otros dispositivos mecánicos son termómetros, manómetros, cintas de medida, y medidores deturbina.

Registrador Barton

La adquisición de datos electrónica usada en sistemas durante pruebas en línea, proporciona másexactitud a una alta frecuencia de muestreo.

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Durante las operaciones, la adquisición de datos proporciona tanta información como sea posibleno solo para asegurar que el proceso de la prueba continúe dentro de los límites requeridos deseguridad y eficiencia, sino también datos más representativos obtenidos del reservorio durante lamedición.

Sensor de Presión Diferencial

El aspecto de seguridad de la adquisición de datos no debería ser olvidado; el control de pozoestá directamente relacionado con las presiones y caudales observados en superficie.

La adquisición de datos en pruebas en línea proporciona información de tendencias más precisaspara el efluente de pozo que las lecturas manuales, y una matriz de puntos mas completa paratrazar gráficos, ya que las lecturas de pozo pueden ser configuradas para 1 minuto y en algunascircunstancias menos de 1 minuto.

Air Chart [Hill-Valiant LR B-2]

0

50

100

150

200

250

300

350

400

07:00 09:00 11:00 13:00 15:00 17:00 19:00 21:00 23:00 01:00 03:00 05:00 07:00

04-Apr-05 to 05-Apr-05

M e t e r R u n D i f f e r e n t i a l P r e s s u r e ( i n H 2 O ) ; M e t e r

R u n T e m p e r a t u r e ( ° F ) ; M e t e

r R u n P r e s s u r e

( p s i g )

0

1000

2000

3000

4000

5000

6000

7000

8000

9000

10000

11000

12000

13000

14000

15000

16000

17000

M e t e r R u n

F l o w ( C F M ) ; M e t e r R u n V o l u m e ( M C F )

M ete r Run Diff er ent ial Pr es sur e M ete r Run Te mpe rat ur e M et er Run Pr es sur e M ete r Ru n Flow M ete r Ru n V olum e

Ejemplo: Grafica de Medición de Aire

Los sistemas de adquisición de datos deben ser diseñados e instalados para obtener todos losdatos requeridos de las prueba de pozo. La interpretación de los datos será realizada por un grupo

de ingeniería.

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Configuración de la Adquisición

La adquisición de datos mecánica es mucho más simple de operar y mantener; esta no requiere:

Energía adicional para ejecutar sistemas de operación. Sensores eléctricos para presión, temperatura, etc. Sistemas de Computación Personal de soporte para los datos

Caja de Conexión para Sensores

Los sistemas mecánicos son más fáciles de mantener ya que los componentes eléctricos pueden

ser delicados en malas condiciones climáticas.Por otro lado los dispositivos mecánicos sacrifican frecuencia y precisión por algo de confiabilidad.

Cuando un sistema de datos esta trabajando eficientemente, el error humano es minimizado por lacomputadora y el procedimiento de configuración, pero se seguirán tomando lecturas manualescomo respaldo, normalmente cada media hora, pero las lectura manuales no son tan rápidas oprecisas como el sistema computacional.

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13 SISTEMA DE AIRE/GAS PARA INSTRUMENTACION

Este sistema proporciona el gas/airenecesario para operar todas lasválvulas del control contenidas dentrodel sistema de proceso. En nuestroequipo de proceso (Unidad deServicios de Testing), se produce laseparación de aceite, agua y gasdentro de los separadores, luego queesto ocurre, el gas dulce del procesopodrá se usado para operar lasválvulas de control que a su vezregularán los niveles de fluidos ypresiones necesarios para laoperación.

En aquellos casos, donde el gasproveniente de la separación nocontenga presencia significativa deH2S, entonces se pudiera colectar(previamente depurado) en una toma

de gas ubicada en la línea de salidade gas del separador general, aguasabajo de la placa de orificio.

En caso contrario, se utilizará airepara remplazar el gas, el cual serásuministrado por un compresor de airepara proporcionar el flujo y la presiónnecesaria para la instrumentaciónneumática.

Este sistema también pudiera serusado para operar las válvulas de

cierre de emergencia (ESDV).

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PLANEACION DEL TRABAJO

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Manual SWT – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Planeación del Trabajo


1 SELECCION Y DIMENSIONAMIENTO DEL EQUIPO

Una llamada telefónica del cliente es recibida en cuanto se programa un pozo. Se debenprogramar reuniones después de esta para confirmar que el equipo está disponible y capaz deoperar con los parámetros del pozo. Un supervisor se escogerá por calificación y experiencia. Seseleccionará la cuadrilla y se iniciará la preparación del trabajo.

El alcance del trabajo puede afectar el tiempo requerido para preparara este:

Elaboración del P&ID

Logística para tierra, mar, tundra, desierto, o jungla.

Construcción/Modificación de equipo para ambientes o necesidades especificas.

Disponibilidad de otros servicios, el trabajo puede retrasarse.

Como una compañía de servicio, es prudente estar tan listo como sea posible con el equipo. ElP&ID, ya sea grande o pequeño, tendrá información necesaria para completar la instalación delequipo. La preparación del trabajo puede extenderse en equipo desde un simple accesorio a unpaquete extenso de equipos. Un trabajo puede involucrar desde una inducción de pozo y bajapresión o puede ser una aplicación de prueba de pozo con gas amargo y alta presión.

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2 PREPARACIÓN DE EQUIPOS

Para cualquiera trabajo, tendrá que revisar los siguientes aspectos del equipo:

• Funcionalidad

• Limpieza y presentación en general

• Documentos de Certificación y la expiración de ésta.

• Confirmación de todas las conexiones para completar la instalación: bridas, adaptadoresde tornillería doble (DSA), carretes, equipo de cierre de emergencia (ESDs), etc.

• Confirmar la cantidad de tubería, mangueras, cable eléctrico, conexiones giratorias,válvulas, etc.

•

Requerimientos de consumibles, diesel, propano, nitrógeno, aire respirable, etc.• Partes de repuesto necesarias

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3 MANTENIMIENTO Y CERTIFICACIÓN

Para ayudar a prevenir la falla de equipo e incrementar su longevidad, se debe realizar unmantenimiento regular. Si la rutina de mantenimiento no se conoce, pregunte comoproceder.

Cuando un equipo falla, y su uso es inevitable, será necesario asistir en la reparación delequipo. El hecho que usted no conozca mucho del equipo, no lo excusa de ayudar.

El mantenimiento de equipo ayuda a prevenir fallas mecánicas y reparaciones costosas. Las fallasocurrirán cuando el equipo es desatendido o abusado; sin embargo, el desgaste operacionaldebería ocurrir en una forma segura, controlada. El mantenimiento desarrollado en un programaregular puede no ser suficiente porque el equipo eventualmente se desgasta y se tendrán queordenar e instalar partes de repuesto.

En algunos casos, solo los técnicos certificados pueden hacer la reparación y el mantenimientopreventivo. Los dispositivos de control de pozo, de seguridad y medición son los tipos de equiposon de este tipo.

Ejemplos:

Válvulas de seguridad Válvulas de Alivio de Presión Registradores en sistema de medición de Gas Medidores de Líquido Válvulas de compuerta

La legislación, códigos, y regiones requieren personal entrenado para trabajar en ciertos tipos de

equipo. Si el equipo falla, la responsabilidad recae en el técnico. Existirá un rastro documentadopara la historia de las piezas certificadas del equipo (trazabilidad). Si en trabajador no calificado seentromete con el equipo, la responsabilidad cae sobre el.

Vista en una Válvula de Cierre de Emergencia

El mantenimiento al equipo que el personal es capaz de reparar y mantener, debería ser hechoregularmente. Si es posible, reemplace el dispositivo con otro y realice la reparación. Use las

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instrucciones del fabricante, trabaje en una superficie plana y limpia, y organice las partes en unamanera ordenada (Izquierda a derecha)

Use partes de reemplazo diseñada para los parámetros del pozo. Pozos con gas amargo sonmás corrosivos que pozos con gas dulce, así que use partes resistentes a la corrosión. Las partes

deben tener que lograr la aprobación de NACE (National Association of Corrosion Engineers) ydeben tener Registro de Trazabilidad del Material (MTR).

Revise las etiquetas en el cuerpo del componente para seleccionar las partes adecuadas deacuerdo a la aplicación. Algunos componentes están diseñados para ser usados una vez, sondesechados porque el costo de la reparación excede el costo nuevo.

Revise las etiquetas de equipo

Todas las válvulas deberían tener una etiqueta de identificación estampada o unidapermanentemente a esta. Esta etiqueta contendrá la información acerca del tamaño, rango depresión y fabricante. Si esta información no es hallada, no use la válvula

Durante ciertas operaciones de pozo, es conocido que estranguladores, válvulas de ensambles,válvulas de muestreo, bomba de cavidades moviendo sólidos, etc. estarán expuestos acondiciones extremas. Como se sabe que el equipo será usado de esa forma, se deberán planearreemplazos para estos.

Una válvula de aguja no es buena para tomasmuestras cuando se sabe que estará expuestaa material abrasivo.

Una gran caída de presión erosionará la válvulamuy rápidamente.

Válvula de Aguja

Cuando los abrasivos son tenidos en cuenta para la reparación, esta será confinada a undispositivo; limitando así el costo de reparar y hacer mantenimiento de todas las piezas delequipo.

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Una válvula de mariposa es un disco que giraen un eje diametral. Las válvulas de mariposaestán diseñadas para larga duración, sedesempeñan libres de mantenimiento.

Esta válvula es conveniente para aplicacionesabierto/cerrado.

Las válvulas de mariposa son comúnmenteusadas en líneas de despacho de fluidos.

Válvula de Mariposa

Una válvula de mariposa es buena para manejar material abrasivo. Su uso de baja presión conacero inoxidable en unas superficies de sello de caucho resisten los abrasivos. Estas válvulasestán diseñadas para aplicaciones de líquido. La baja velocidad y amortiguación de abrasivos en

el líquido incrementan la expectativa de vida de la válvula.

Un tipo de válvula incorpora una compuertadeslizante para bloquear el flujo.

El diseño de los sistemas de la operación ysello de estas válvulas normalmente requiereque estas sean operadas completamenteabiertas o completamente cerradas.

Las válvulas de compuerta son las válvulasprimarias en el cabezal de pozo proporcionandocontrol del pozo.

Se necesita un técnico certificado para darleservicio y reparar una válvula de compuerta

Válvula de Compuerta

Las Cabezas de Fracturamiento son comúnmente usadas en operaciones de fracturamiento depozo. Estas cabezas, con válvulas de compuerta, reemplazan el cabezal de pozo primario para laoperación de fracturamiento y limpieza.

Después del fluir el pozo limpio de abrasivos la cabeza de fracturamiento es removida y

reemplazada por el cabezal primario del pozo.La cabeza de fracturamiento esta diseñada para el fracturamiento y la limpieza. El tubo deestrangulación de un ensamble de estrangulación esta diseñado para erosionar.

NO USE una válvula de compuerta para restringir el efluente de pozo porque el efecto derestricción causa una caída presión muy alta, incrementando la erosión.

La reparación de una de estas válvulas puede costar decenas de miles de dólares.

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Comúnmente, las válvulas de bola son usadasen nuestro sistema cuando necesitamos abrir ocerrar completamente a moderada o alta

presión.Estrangular o contrapresionar usando este tipode válvulas usualmente resultará en undesgaste prematuro y mantenimiento costoso.

La simplicidad en el diseño y confiabilidadtambién hacen esta válvula muy común entamaños pequeños. La válvula de bola a laderecha está diseñada para que se le puedanrealizar reparaciones. La válvula de abajo no.

Válvula de Bola

Una válvula de bola con diseño más sencillo esideal para puntos de muestreo a baja presión yaplicaciones donde se esperan abrasivos.

Cuando se debe realizar mantenimiento a unaválvula de bola, la válvula tiene que serremovida de la tubería (En la mayoría de loscasos), y entonces reparada para luego serdevuelta a su lugar o donde sea requerida.

Reparar una válvula que tiene que ser removiday colocada nuevamente toma tiempo yesfuerzo.

Válvula de Bola Desechable

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Las válvulas de Tapón son una gran alternativa a las válvulas de bola o de compuerta en ciertasaplicaciones. La característica de mantenimiento de una válvula de Tapón es que puede serreparada por la parte superior de esta.

La válvula puede ser usada en aplicaciones a alta presión y es capaz de cerrar o abrir en un

cuarto de vuelta. Si la válvula completa necesita ser reemplazada, simplemente afloje las unionesde golpe y puede colocar una nueva válvula rápidamente, ahorrando tiempo y esfuerzo.

Ensambles de baja presión muy probablemente tendrán válvulas de tapón. Los ensambles de altapresión tendrán válvulas de compuerta.

Válvulas de Tapón

Los ensambles de estrangulación emplearán un número de diferentes tipos de válvulas comoválvula de tapón, de bola, de compuerta y también válvulas de aguja en su construcción.

Ensamble de estrangulación con válvulas de Tapón

Las válvulas con capacidad de inyección de grasa deberán ser lubricadas regularmente,especialmente cuando se espera o se sabe que material abrasivo que será producido orecuperado.

Puede ser muy difícil o imposible de abrir las válvulas de un cuarto de vuelta si la presión esextrema en un lado de la válvula y muy poca o ninguna presión en el otro lado de la válvula debidoa la fuerza de fricción y el tamaño de la válvula. Los ensambles de alta presión probablementetendrán válvulas de compuerta para contrarrestar el problema de fricción.

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Ensamble de Estrangulación con válvulas de compuerta

Los estranguladores son dispositivos de control de flujo diseñados para restringir el efluente depozo. Los estranguladores NO SON VÁLVULAS, aunque es posible que un estrangulador selle en

un 100% (Aunque muy rara vez). La acción de restricción compromete rápidamente la capacidadde sello en el vástago y el asiento.

Un estrangulador se puede degradar muy rápidamente dependiendo del tipo de efluente producidoy el tipo de vástago y asiento en el cuerpo. El mantenimiento de un estrangulador es comúndebido a la acción que realizan para controlar el flujo. Si no es con un vástago y un asiento, seusará un tubo de estrangulación (bean).

El mantenimiento de la mayoría de los estranguladores es fácil de hacer, aunque en algunos otrosno. Algunos estranguladores son mejores para aplicaciones de pruebas de yacimientos mientrasotros son mejores para limpiezas de pozo luego de estimulación de la formación.

Estrangulador

Los reguladores son reductores de presión diseñados para proveer una alimentación constante degas dulce, o inerte, para instrumentos neumáticos a una presión consistente.

Regulador para alta presión

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Estos son algunos ejemplos de lo que un regulador controlará:

Sistemas y válvulas ESD Actuadores Controladores de actuadores

Bombas neumáticas de Inyección de químicosEn aplicaciones estrictamente para gas dulce, el regulador proporcionará un suministro constantede combustible para:

Calentadores en línea Llamas Piloto Ignitores, encendedores, etc.

¡NUNCA USE GAS AMARGO EN UN REGULADOR!

Los reguladores necesitan un mantenimiento regular para operar eficientemente; aunque ladegradación ocurrirá con el tiempo, el mantenimiento preventivo prolongará la vida del dispositivo.Siempre refiérase a las instrucciones del fabricante.

Los reguladores están disponibles en diferentes rangos de presión y tamaños. Puede sernecesario tener más de un regulador en un sistema de gas. Asegúrese de la capacidad deoperación de los reguladores antes de ponerlo en servicio para evitar lesiones o daños alregulador.

Algunos reguladores tienen pozos de goteo; una válvula en la parte inferior del dispositivo paracapturar los vapores del gas. Es posible que los pozos de goteo deban ser drenados en vez encuando.

Impurezas acumuladas, como tierra y hollín, en el gas de entrada al regulador puede afectar eldesempeño hasta que el dispositivo falla. Algunos reguladores tienen filtros para contrarrestar esteefecto, pero incluso los filtros solo hacen una parte del trabajo. Los diafragmas en estos equipos

pueden fallar por el uso regular o pueden ser dañados por abuso.El ensamble de restricción puede gastarse conel tiempo, especialmente si la presión y elvolumen requeridos son aleatorios y se tienenque hacer los ajustes para adecuarse alademanda

Revisión de empaques (O-rings) y la lubricacióntienen que hacerse regularmente. Las partesmóviles necesitan aceite para minimizar lafricción y los anillos de sello pueden necesitarreemplazo debido al agrietamiento.

Los reguladores son vitales en muchasaplicaciones de pozo y si su eficiencia deoperación es comprometida puede resultar enun efecto cascada.

Regulador con pozo de goteo

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4 LOGISTICA

La logística contempla:• Controlar el tiempo de salida para la cuadrilla y el equipo, puede ser por etapas.

• Confirmar la locación y las indicaciones de la ruta.

• Discutir requerimientos posiblemente tenga consideraciones especiales, papeleo;verificación de tiempos, parámetros políticos, etc.

• Asegurar la seguridad del equipo durante el viaje.

• Determinar el tipo de viaje, tierra, mar, o aire.

• Hacer arreglos para el transporte de material peligroso (TDG, Transporting DangerousGoods), avisos, permisos, documentos

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OPERACION DE EQUIPOS

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Manual SWT – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Operación de Equipos


1 ARME Y DESARME DE EQUIPOS

Antes de instalar un equipo de medición, se debe determinar la configuración o esquema delmismo. El esquema define que elementos de equipo de medición serán utilizados para dichaoperación. Y posteriormente se determinara la ubicación del equipo.

El armado y ubicación del equipo puede variar según varios factores incluyendo:

• Regulaciones de seguridad (equipo específico se restringe a ciertas zonas).• Localización (en tierra ó costa afuera).• Tipo de fluido producido (aceite, gas y agua).• Requisitos para la re-inyección de gas.• Requisitos para operaciones de sistemas artificiales.

• Características del fluido producido (presión alta, viscosidad alta, caudal importante, opresencia de hidratos).

Las diversas combinaciones de estos factores lo hacen posible tener una cantidad casi infinita deesquemas diferentes para un equipo de medición. Este manual del operador se concentra en elfuncionamiento y operación del equipo de medición para las diferentes condiciones que presenteel pozo y las especificaciones de equipo para ambientes o necesidades especificas.

Las imágenes mostradas a continuación ilustran algunos ejemplos de posibles armes de equipo.

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2 PRUEBAS DE PRESION

Cuando el equipo de SWT es requerido en el sitio del pozo, este debe ser probado con presióndespués de que haya sido armado completamente y antes de abrir el pozo. No se debe alinear elflujo del pozo a través de cualquier sección del equipo antes de la prueba de presión. Tampocoestá permitido probar el equipo con la presión del pozo.

En caso de un desmontaje parcial, como desconexión de tuberías, cambio en el arme o de algúnaccesorio del sistema que será sometido a presión, deberán ser probados de nuevo.

A continuación se describen algunos conceptos relacionados con las pruebas de presión deequipos y accesorios.

Máxima Presión de Trabajo Permisible (MPTP)

La MPTP o más conocida como MAWP (Maximum Allowable Working Pressure) por sus siglas eningles, es la máxima presión permitida por el código ASME en el tope de un separador en suposición de trabajo normal y a una temperatura determinada. La MPTP es la base para calibrar losdispositivos de alivio de presión que protegen los sistemas a presión.

Presión de Diseño (PD)

La presión de diseño es como mínimo la más severa condición de Presión y Temperaturacoincidente esperada durante la operación. Esta presión es usada durante el diseño paradeterminar el mínimo espesor permisible u otras características físicas de las diferentes partes deun equipo. La MPTP es normalmente mayor que la presión de diseño, pero esta puede ser usadaen lugar de la MPTP en todos los casos donde esta última no ha sido establecida.

Presión Máxima de Operación (PMO)

Es la máxima presión esperada durante la operación normal del sistema. Esta presión es limitadapor la presión de ajuste de los dispositivos de alivio de presión (válvula de seguridad y disco deruptura).

Presión de Operación (PO)

Presión a la cual el equipo usualmente es puesto en servicio. Un equipo de presión esnormalmente especificado con una MPTP que proveerá un margen apropiado sobre la presión detrabajo para prevenir cualquier operación no deseada de un dispositivo de alivio de presión.

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Presión de Prueba de Equipo en Sitio (PPES)

La Presión Máxima de Operación (PMO) siempre será mayor o igual a la presión de prueba delEquipo en Sitio y nunca excederá la clasificación de Máxima Presión de Trabajo Permisible delequipo de Weatherford o de la Presión de Trabajo del cabezal de pozo del cliente, el que sea más

bajo. La presión de prueba del equipo en sitio será 1.2 veces la Máxima Presión Potencial delPozo en Superficie (MPPPS). Si no se puede alcanzar 1.2 veces la MPPPS debido a otrasrestricciones, la PPES será igual a la MPPPS o la presión especificada por el cliente, lo que seamayor.

Normalmente, MPPPS ≤ PPES ≤ 1.2*MPPPS ≤ PMO ≤ MPTP

Cuando realice la prueba de presión, las líneas de baja presión serán mantenidas abiertas paraprevenir sobrepresurización en caso de una fuga. Para los elementos protegidos por un dispositivode alivio de presión o un piloto, la presión de prueba estará limitada al 90% del la presión deajuste de la PSV o piloto de alta presión, o el dispositivo de alivio de presión será aislado o

removido.

La prueba de presión será realizada con un líquido no compresible, no volátil, tal como un fluidobase agua. La prueba de presión en sitio de pozo será registrada y anotada en el reporte delservicio.

Ya que la prueba de presión en sitio de pozo ocurre naturalmente en un área abierta (por ejemplo:no en una bahía de prueba de presión), el área debe estar adecuadamente asegurada utilizandoletreros de advertencia, cinta para barrera y desalojar el área de todo personal no necesariomientras la prueba de presión está en progreso.

Para realizar la prueba de presión, se debe llenar el equipo ensamblado con el líquido de prueba

apropiado; asegurándose de que todo el aire es purgado fuera del sistema. Lentamente seaplicará la presión de prueba, incrementando por etapas. La presión de prueba debe sostenersecuando menos 5 minutos (o el tiempo completo necesitado para verificar que no existen fugas)después de que la presión se ha estabilizado al valor de la prueba seleccionado. Observe enbusca de fugas o caídas de presión.

Los procedimientos detallados para la prueba de presión en sitio de pozo se encontrarán en losmanuales de mantenimiento o los manuales de operaciones. El supervisor de la operación en sitiodebe estar presente durante las pruebas de presión conducidas por una unidad de prueba de unatercería (compañía que preste este servicio).

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3 PROCEDIMIENTOS OPERACIONALES

Un procedimiento es una serie específica de acciones/ actos u operaciones las cuales se siguenpara obtener un resultado consistente. Las tareas, actividades, decisiones, cálculos, y procesostendrán una secuencia de pasos a ser cumplidos.

Ejemplos de procedimientos:Instrucciones o recetas, un conjunto de ordenes de construcción para haceralgo.Métodos y subrutinas, una porción de un programa extenso (Ciencias deComputación)

Algoritmos, una secuencia de calculo que cumple un objetivo (Matemáticas)Procedimientos quirúrgicos

Procedimientos legalesProcedimientos civiles, criminales, administrativos, o laborales.Parlamentarios

Un Procedimiento Operativo Estándar , SOP (por las siglas en ingles, Standard OperativeProcedure) es un término común usado diariamente en la milicia, la industria, e individuos engeneral.

En la milicia, el SOP es usado para describir un procedimiento o conjunto de procedimientos parauna tarea, operación o evento. Creer que un SOP es estandarizado es una gran equivocación. Lanaturaleza del SOP es no ser estándar para un elemento militar extenso; Este es más paradescribir un procedimiento para una unidad pequeña incluida en una unidad más grande. Elprocedimiento operativo puede afectar a la unidad solo hasta nuevo aviso o enmienda o

terminación.El termino SOP fuera de la milicia es un grupo de instrucciones para dirigir una actividadefectivamente para completar una operación o tarea y que esta tarea siempre sea completada dela misma manera. Un SOP para la misma actividad puede diferir de una región a otra debido a lasregulaciones, políticas y condiciones aplicables para el área.

Los Procedimientos Operativos Estándar, o SOPs, representan una importante herramienta quenos ayudará en el buen desempeño de nuestros trabajos diarios. Esta herramienta es usada paraasegurar que las operaciones y procesos de trabajo se conduzcan de manera estructurada ysegura, lo cual tiene muchos beneficios que se describen a continuación:

1. Regular los pasos en un proceso u operación.2. Eliminar la ocurrencia de eventos imprevistos dentro de un plan de trabajo.3. Asegurar que los riesgos presentes hayan sido evaluados.4. Usarlo como una guía en el trabajo.5. Para ajustarse a los requerimientos del Sistema de Gerencia de Calidad.

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Weatherford ha desarrollado un formato de Procedimientos de Excelencia Empresarial el cual,asegura la aplicación consistente de los SOPs, a través de un documento de control. Esteformato requiere de un número específico que identifica a un documento único, este incluye losiguiente: número de revisión del documento, fecha original de emisión, día de revisión, nombredel originador, nombre de la persona que lo revisa y el nombre de las personas que lo aprueban.

PROCEDIMIENTO DE EXCELENCIAEMPRESARIAL

No DE DOCUMENTO: REV: PAGINA: FECHA ORIGINAL DEEMISON:

DD/MM/YYYY

FECHA DE REVISION:

MM/DD/YYYY

PREPARADO POR: REVISADO POR: APROVADO POR: APROVADO POR:

TITULO:

(Una Línea para el Título de ser posible, en letra Negrilla y Centrada)

El documento o número de procedimiento es generado por un sistema EEP al cual tiene acceso eladministrador local del sistema. Cada número es único para cada documento y dependerá del tipode documento, la región, país y línea de servicios. A continuación un ejemplo didáctico para sucompresión:

6-4-EW-GL-CPD-00002

Elemento EEP

Tipo de

Documento

Región

País o

Región

Línea de

Servicio

Número

secuencial

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Elaboración de SOP

La elaboración un SOP pudiera involucrar un grupo interdisciplinario de personas o grupos paraasegurar la calidad y enfoque de lo que se pretende generar. El documento final identificará eloriginador del documento, las personas que lo revisan y los aprobadores. El originador o quien hapreparado el SOP tiene que ser una persona de amplios conocimientos técnicos y de la operación.Las personas que revisan los SOPs pudieran ser seleccionados basados en el contenido de losSOPs. Estos pudieran incluir:

• Personas que realizan el trabajo.• Personas que realizan mantenimientos a los equipos.• Ingenieros diseñadores de los equipos y de los procesos.• Escritores técnicos• Personal del grupo QHSSE.• Personas que fabrican los equipos

El personal que originalmente fabricó el equipo pudiera ser siempre consultado en referencia a losprocedimientos operacionales de los equipos que se han comprado. Escribir un SOP queinvolucra otros importantes objetivos más que el simple hecho de seguir el procedimiento SOP.

• La comprensión del conocimiento es adquirida desde diferentes perspectivas y sonaplicadas en el SOP.

• Este procedimiento intenta que la gente involucrada escriba el SOP. Teniendoparticipación en la elaboración del SOP. De esta manera estos escritores se convertiránen efectivos mentores del proceso.

• Esta actividad involucrara personas de diversas unidades de servicios y diversas partes dela compañía.

• Esto motivará a los empleados para seguir estos procedimientos SOP.

Lo más importante en la elaboración de los SOPs debería ser la revisión por parte de un grupointerdisciplinario calificado en los términos de sus competencias relacionadas con la seguridad,ambiente, operación y aspectos técnicos.

Stellant

Stellant es un sistema de control de documentos que tiene Weatherford a través de Internet dondetodos los documentos emitidos son controlados y almacenados. Una vez que un SOP (o cualquierotro documento controlado) es escrito, este deberá ser presentado en el sistema Stellant a travésdel administrador local, el cual se encargue de incluirlo dentro del sistema. De esta maneracualquier trabajador pudiera tener acceso al mismo, a través de la Intranet de Weatherford, víaExchange.El Presidente de nuestra compañía ha instruido de manera obligatoria a sus trabajadores aimplementar y seguir todas las políticas y programas de la empresa durante las operaciones,entrenamientos, controles internos, etc. Con el objeto de alcanzar todos los objetivos y metas.Stellant, es uno de esos controles establecidos.

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El propósito de este sistema es:

• Proveer al personal una orientación basada en el gerenciamiento, manejo y control dedocumentos y archivos.

• Alcanzar los requerimientos de la Gerencia de Calidad local y las regulacionesestablecidas.

• Proveer una visibilidad global para poder compartir con nuestro personal las mejorespracticas y lecciones aprendidas de la corporación.

• Proveer una centralización y un respaldo en versión electrónica de todos los registros ydocumentos.

A continuación se muestra el link que se sigue para accesar a la Intranet de Weatherford,

http://515intranet/winexchange/

El sistema Exchange

El sistema Exchange es nuestro link para accesar el lugar donde residen nuestros documentos enla base de datos de Stellant. Dentro del sistema Ud. encontrará una “pestaña” dentro del sistemaque le permitirá accesar los formatos, SOPs y documentos específicos para cada región.

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Para buscar documentos en la Web

Existen diversos métodos para encontrar los documentos que Ud. requiere, a continuación lemostraremos un método simple para crear los filtros esenciales para su búsqueda.

Primeramente cuando el Administrador de Stellant almacena esta información dentro del archivo

principal (Meta Data), Ud. podrá accesar a la misma entrando correctamente con los diferentesfiltros que le permitirán minimizar la posibilidad de capturar documentos indeseados. Abajo semuestra como de despliega la pantalla de su computadora, y así Ud. podrá encontrar susdocumentos dentro del sistema.

Diversas búsquedas pueden realizarse a través de los filtros disponibles en las “pestañas decontrol” del sistema. La opción de búsqueda rápida es algo que se puede usar en cualquiermomento permitiendo básicas o avanzadas búsquedas. El sistema Exchange, también tiene unafunción que le permitirá seleccionar los productos de cada línea de servicios por región.

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4 MUESTREO DE FLUIDOS

Puntos de Muestreo

El análisis de campo del efluente producido es requerido por muchas razones, pero es esencialque las muestras sean obtenidas sin incidentes de personal, medio ambiente, o equipo.

Debido al gran número de muestras que deben ser tomadas durante una prueba de producción,una limpieza, y en las operaciones de perforación bajo balance, existe la tendencia de las válvulasa “lavarse” y fugar; por lo tanto, es esencial usar un ensamble de doble válvula.

El equipo de respiración debe ser usado cuando se toma muestras de un efluente que contieneH2S. La persona que toma las muestras tendrá un observador, a una distancia segura, vigilando elprocedimiento en el evento que se necesite asistencia.

Muchas locaciones con gas amargo tendrán un personal de seguridad para monitorear las

actividades en la locación y asegurar una operación segura.

Configuración de un Punto de Muestreo para Fluidos con Abrasivos

Este punto de muestreo utiliza dos válvulas de bola. Cuando el efluente de pozo está siendomuestreado, la válvula más cercana a la tubería se dejará abierta. La segunda válvula será laválvula de control para cuanto y que tan rápido será tomada la muestra. La erosión de la válvula

ocurrirá cuando la presión en la tubería es alta y hay material abrasivo en la corriente de flujo.Cuando la válvula es lavada y/o continúa dando paso:

• Mantener cerrada la válvula que fuga para minimizar el flujo a través del punto demuestreo.

• Cierre la válvula aguas arriba, la cual está mas cerca a la tubería.

• Abra la válvula aguas abajo, para liberar cualquier presión atrapada.

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• Remueva la válvula dañada, y reemplácela con una válvula nueva/verificada.

• Asegúrese que la válvula nueva/verificada este cerrada y abra la válvula aguas arriba,la cual está mas cerca a la tubería.

• El punto de muestreo esta listo para ser utilizado nuevamente.

Este tipo de punto de muestreo está planeado para cuando falla una válvula de bola.Inevitablemente, las altas caídas de presión combinadas con abrasivos desgastaran el equipo. Lafalla esperada de la válvula de bola es un costo fijo bajo comparado con válvulas de aguja o unafalla catastrófica, la cual causaría lesiones y daño.

Esta configuración es usada en ensambles de perforación y limpieza de fracturamientos donde losabrasivos y arena fluyen a la superficie.

Configuración de Muestreo para fluidos limpios.

Este punto de muestreo utiliza una válvula de aguja y una válvula de bola. La aplicación de estesistema es más adecuada para fluidos limpios. La válvula de aguja ofrece un mejor control de lavelocidad de la muestra. Si hay abrasivos en la corriente a muestrear las partículas puedenacumularse en la válvula de aguja y obstruir el flujo. Si es necesario, la válvula de bola ofrece unamanera rápida de cerrar la corriente de la muestra.

Cuando vaya tomar la muestra asegúrese que la válvula de aguja esté cerrada. Lentamente abrala válvula de bola en el evento que halla presión atrapada o que la válvula de aguja pueda estarfugando. Comience a abrir válvula de aguja. Controle la cantidad de muestra ajustando la apertura

de esta válvula tanto como sea requerida. Al finalizar, puede ser necesario cerrar primero laválvula de bola, y entonces cierre la de aguja. Normalmente la válvula de aguja es cerradaprimero, y entonces la válvula de bola.

Esta configuración es usada en puntos de muestreo para fluidos limpios y muestreo de corrientede gases.

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Los cilindros de muestreo son usados para colectar muestra del gas y liquido hidrocarburo y parasu análisis. El análisis determinará la composición y gravedad especifica del gas.

Cilindro de Muestreo (Falta conectar las válvulas)

Muestreo de Líquidos

El muestreo de líquidos arroja datos muy importantes. Identifica la transición de un fluido defractura a un fluido de formación, evalúa los cambios en los líquidos a través de las múltipleszonas perforadas, determina las cantidades de líquido recuperado o producido, y si este es unasustancia de desecho o de producto.

Los Fluidos de Reservorio son una mezcla de petróleo crudo, condensado, gas natural y agua deformación. Pueden arrastrar sólidos durante el recobro del efluente del pozo.

Fluidos de Completamiento y Reacondicionamiento incluyen ácido, aceite, agua, solvente, u otroquímico. Ciertos procedimientos operativos colocan los fluidos en la formación duranteoperaciones como: control de pozo, perforación, colchón de fluido para fluidos de fracturamiento ycañoneo. Aunque los sólidos no son fluidos, la medición de estos materiales es parte de laoperación durante las operaciones de fracturamiento y perforación y quizás sean registrados como

material de desecho o materiales recuperados.Mientras se utiliza un separador y se miden cuatro fases, el operador debe familiarizarse con lainstrumentación necesaria cuando se muestrea. Una muestra de fluido es recolectada después delensamble de estrangulación, antes del separador y se le analiza:

BS&W (basic sediment and water): es la medida del porcentaje de agua y sedimentos oarena en la muestra de fluido. La muestra en el tubo de ensayo es centrifugada lo cualempuja el agua y los sedimentos al fondo, y el aceite a la parte superior.

pH: es la escala de concentración iónica en agua, o una notación científica expresada paraun acido o una base. Este proceso es conocido como auto ionización por lo cual uncomponente acuoso se disocia en iones positivos y negativos.

Salinidad: es la medida del contenido de sal o sales totales disueltas en el agua y puede

ser representada en partes por millón (ppm) o en porcentaje.Grados API: es la escala para medir la gravedad específica de un hidrocarburo, relativa al

agua, teniendo el agua una gravedad específica real de 1.0, o un valor de 10 cuando seusan grados API. La temperatura del condensado o petróleo de la muestra debe sercorregida a la base de 60°F. La gravedad API de un condensado es 45 o mayor, pordebajo de este valor es aceite hasta llegar a los 10 ° API.

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Línea de

Llenado Aceite

Agua

Solidos

Marcas de

% en Volumen

Tubo de Ensayo para medición de BS&W Centrifuga Manual

En la operación de una vasija de 3 fases cuando se miden las 3 fases no se requiere unacentrífuga para medir el incremento de un fluido, la unidad de prueba separará las fases y estasserán medidas por un acumulador o medidor rotatorio/turbina. Se tendrá que medir el pH y lagravedad específica del agua y el aceite/condensado.

PH

Como se definió anteriormente, el pH es la escala de la concentración de ion H + en agua, o unanotación científica expresada para un acido o una base. La medición de pH puede hacerse por

dispositivos manuales, papel o barras o por medidores eléctricos.

Barras de Papel pH Cinta de Papel pH

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PH de Sustancias Comunes

Sustancia pH

Acido de Batería 0.5 Acido Gástrico 1.5-2.0Jugo de limón 2.4Coca Cola 2.5Vinagre 2.9Jugo de Naranja y Manzana 3.5Cerveza 4.5Lluvia Acida <5.0Café 5Te o Piel Saludable 5.5Leche 6.5

Agua Pura 7Saliva Humana Saludable 6.5-7.4Sangre 7.34-7.45

Agua Salada 8Jabón para manos 9.0-10.0

Amoniaco Domestico 11.5Blanqueador 12.5Lejía Domestica 13.5

Tabla de pH

Refractómetro

Nota: Refiérase a la Tabla de Código de Colores de pH en el apéndice

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Salinidad

La salinidad es la medida del contenido de sal o el total de sal disuelta en el agua y puede serrepresentada en partes por millón (ppm) o en porcentaje. El refractómetro es un dispositivo quenormalmente se usa para calcular el contenido de sal. Existen diferentes tipos de refractómetros

para otras sustancias; asegúrese que el que está utilizando es el adecuado para el producto queesta siendo analizado.

Hidrómetro (Para medir API)

Grados API

Los grados API son una escala para medir la gravedad específica (GE o SG en Ingles) de loshidrocarburos en relación con el agua, esta tiene una gravedad específica real de 1.0, o un valorde 10 cuando se usa la escala de grados API. Esta relación se mide usando hidrómetros, ya seaen escala de GE o en ° API, los cuales están calibrados para ciertos rangos que van desde 10 ° API(GE. 1.0) hasta 50 ° API (GE 0.78).

Los grados API observados leídos en conjunción con la temperatura de la muestras y deben sercorregidos a la temperatura estándar (60°F) mediante tablas de corrección (ver Apéndice).

La relación entre los grados API y la Gravedad Específica (GE) esta dada por:

51315141

.GE

. API o −= ó

5131

5141

. API

.GE

+°=

Esta relación se encuentra tabulada en el apéndice.

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5 MEDICION DE GAS

La medición de gas es esencial para determinar los parámetros de los reservorios o para probar la

producción en una batería de la locación así como en una prueba en línea. La medición de gasdebe ser tan precisa como sea posible para mostrar buenos cálculos del tipo y producción defluidos, presión de flujo, temperatura y características del flujo, y si el pozo es estable o bachea.Los periodos de flujo en varias pruebas son de gran importancia en la evaluación del potencial depozo.

Todos los dispositivos de medición de flujo serán instalados de acuerdo con las especificacionesreguladas. Los estándares de ingeniería minimizan los errores de fabricación, pero el errorhumano durante la operación del equipo solo puede ser controlado por una competenciaindividual.

Errores del Operador

Coeficientes del medidor o factores de calibración incorrectos.

Registrador no colocado en servicio correctamente.Errores en la lectura o en el registro de datos.Medidor no colocado en servicio correctamente.

Otros Errores Potenciales

Suciedad y mugreLíquidosDaño de Equipo

Tipos de Medidores de Gas

Medidor VortexMedidor de OrificioMedidor probador de FlujoMedidor V-Cone

1. Vortex

Estos medidores consisten de un tubo de flujo, que tiene unos requerimientos de distancia aguasarriba y aguas abajo, un elemento emisor, y sistema de detección.

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Medidor Vortex

El elemento emisor es un objeto no aerodinámico localizado en el camino del flujo. Como el flujopasa la obstrucción, los vórtices son emitidos en lados alternos.

Objeto no Aerodinámico emite Vórtices en el Flujo

Los sensores detectan estos vórtices a partir de los cuales se generan pulsos. Cada pulsorepresenta un vórtice emitido y el volumen discreto de flujo de gas asociado con este vórtice.

Los medidores Vortex pueden ser instalados horizontalmente o verticalmente. La instalaciónvertical puede resultar en una acumulación más rápida de residuos y mugre en el elemento emisorque los instalados horizontalmente. Otros problemas asociados con los medidores Vortex son lalimitación en los rangos de medición del gas, componentes operados eléctricamente y el tiempode calibración.

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2. Medidores Tipo Placa de Orificio

Daniel Senior Daniel JuniorLos dispositivos de medición de gas más comunes, los medidores de orificio, son ampliamenteaceptados para la medición de gas. Una platina de orificio correctamente instalada puedeproporcionar en general una exactitud de ± 2%.

Un medidor de orificio y un registrador de carta circular registran la presión en cada lado de laplatina de orificio. La presión diferencial es la diferencia de presiones entre ambos lados de laplatina, la presión estática es tomada aguas abajo de la platina de orificio.

El medidor de gas tienerequerimientos mínimos para lasdistancias aguas arriba y aguasabajo, las cuales pueden serdiferentes si hay linealizadores oacondicionadores de flujoinstalados en el medidor.

El medidor puede ser instaladohorizontal o verticalmente, peroexiste el mismo problema que conel medidor Vortex.

Registrador de Carta Circular

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Las platinas de orificio debenser planas mientras que elborde de entrada del orificiodebe ser recto, afilado, y sin

rebabas o rebordes.Debe estar limpia, libre demugre, hielo, y otrosmateriales.

Además, puede tener un bordebiselado. Si lo tiene, el biseldebe estar en la cara aguasabajo (cara contra el bisel delporta platinas de teflón).

Platina de Orificio

Las plumillas de registrador registraran las presiones estática y diferencial. Si es necesario, seinstalará una tercera plumilla para registrar temperatura.

Flow Temperature

Up Stream

Pressure

Down Stream

Pressure (Static)

OrificePlate

Esquema de Medidor tipo Placa de Orificio

En este diagrama la temperatura sería registrada usando un termopozo.

El registro de la presión es realizado en un registrador de carta circular, igual a un registradorBarton, o este puede ser hecho electrónicamente con un sistema de adquisición de datos. Enambos casos, un sistema que usa una platina de orificio tiene un rango mayor para la mediciónde gas.

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Ejemplo del una carta circular de un Registrador

Las plumillas registran las presiones en una base continua y se adicionan comentarios paradescribir la historia de las actividades diarias.

Problemas asociados con el registrador de carta circularCongelamiento de las líneas de sensado.Las lecturas de la carta son incorrectas.Las lecturas de temperatura son incorrectas.El registrador podría estar descalibrado o podría tener un daño mecánico.

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Problemas asociados con medidores de orificio:

Coeficiente equivocado del medidorTamaño equivocado de la platina de orificio.Condición de la platina de orificio

Bisel en la dirección incorrectaResiduos en la platina de orificios

3. Medidores V-Cone

Los medidores V-Cone generalmente utilizan el modelo ΔP (delta P) igual que las platinas deorificio y los probadores de flujo. La presión diferencial es medida por los coeficientes del tubo y elcono, así como, la relación β Beta) es calculada con una ecuación para determinar el caudal degas.

Los medidores V-Cone son muy precisos (±0.5 %). Estos requieren menos distancia aguas arribay aguas abajo, por lo que pueden ser fijados en espacios confinados.

Ejemplo de Tubo V-Cone

El no tener partes móviles significa mas bajos costos de mantenimiento dado que la forma delcono dirige el flujo desde el borde beta a la base del cono, minimizando el desgaste eincrementando la vida de la unidad.

Si cantidades pequeñas de líquido entran en el medidor a un bajo caudal, este no se acumularáaguas arriba del medidor como podría ocurrir con un medidor de orificio.

Problemas asociados con un medidor V-Cone

No tiene la misma versatilidad de un medidor de orificio Daniel Senior, ya queeste permite cambiar la platina sin afectar el flujo de gas.Errores en los coeficientes de los tubos.Error en la relación betaErrores en la calibración de la instrumentación.Error HumanoDaño Mecánico

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4. Otros Medidores de Gas

Existen muchos otros tipos de dispositivos medidores de gas en el mercado. Muchos de estos sonusados facilidades de gasoductos, aunque por el momento no son portátiles o es muy alto el costo

efectivo para nuestro tipo de operación.

La nueva tecnología esta evolucionando con base en cientos de tipos de medidores en uso; sinembargo, la habilidad para cambiar todo a una nueva y mejor tecnología no es un costo efectivo.

Relación Beta para Medidores Tipo Placa de Orificio

Esta relación es la comparación entre el tamaño del orificio de la placa y el diámetro interno delmedidor. Para calcular una tasa de gas precisa debe operar bajo ciertos parámetros. Un medidorcon tomas en la brida (Flange Tap) y uno con tomas en el tubo (Pipe Tap) usan la misma formula;la relación Beta es β=d/D. Donde d es el tamaño del orificio de la platina y D es el diámetro internodel medidor.

El valor de β para Tomas en la Brida deberá estar entre 0.15 y 0.70. Para pruebas en línea sedebe usar esta relación para medidores de gas que respaldan ventas.

El valor de β para Tomas en el Tubo deberá estar entre 0.20 y 0.67.

Los valores de beta para tomas en la brida son permisibles desde 0.10 hasta 0.75 y para tomas enel tubo puede estar desde 0.10 hasta 0.70, excepto si el cliente lo prohíbe.

Cálculos de Caudal de Gas

Los caudales de gas son estimaciones de la producción de gas calculada según bases científicas.Debido a que el volumen de un gas no puede ser medido como el volumen de un líquido, se

deben realizar estas estimaciones.Existen muchos dispositivos diferentes para calcular el caudal de gas, pero todos estos usanformulas y mecanismos para estimar la producción de gas. Estas son algunas formulas que seráncomunes en el trabajo:

Cálculos de caudal para medidor de orificio (Ecuación completa)Cálculos de coeficientes de estrangulaciónCálculos de Probador de Flujo Crítico

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Caudal de Gas con Ecuación Completa

[ ] 24⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅= Pf hwY Fr FpvFgr Ftf FtbFpbFbQ SCFD

Q= Caudal de Gas en pies cúbicos estándar por día (M=Miles, MM=Millones)

Fb= Factor básico de orificio: SCF/hr a 14.73 psia@60 0F. De tablas para Flange Tap, o Pipe Tap.

Fpb= Factor de presión base:atmP

.7314, donde Patm es presión atmosférica del área.

Ftb= Factor de temperatura base:520

460 bT +, donde T b es Temperatura base [oF].

(Si Tb es 60 oF, entonces Ftb es 1.00, por lo cual puede ser eliminado).

Ftf = Factor de Temperatura fluyendo: f T +460

520, Tf = Temperatura del medidor [oF]

Fgr= Factor de gravedad especifica:GE

1, GE=Gravedad específica del gas

Fpv= Factor de supercompresibilidad: valor encontrado en grafica

Fr= Factor del número de Reynolds:Pf *hw

b+1 ; b, constante que puede ser encontrada en

tablas.

Y= Factor de Expansión: Encontrado en tablas con la relación Beta yPf

hw.

hw = Presión Diferencial [in H2O] , Pf = Presión Estática [psia]

Coeficientes de Flujo de Estranguladores Positivos

Mientras el gas esta relativamente seco, es posible estimar un caudal de gas usando acoples deestrangulación, estranguladores positivos y ajustables de 900. Esta formula es usada con todas lasestimaciones de caudal para estos dispositivos, pero usan diferentes tablas. Aunque la exactitudes muy pobre, los estranguladores ajustables de 900 usan las tablas de los estranguladores

positivos.

Q[MSCFD] = C x P x Fg x Ftf x Fpv

Qaprox. [MSCFD] = C x P

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C = Coeficiente de Tablas

P = PSI +Atmospheric pressure [psia]

Fg = Factor por Gravedad Específica del gas,

GE

.60

Ftf = f T +460

520

Fpv = De gráfica

Dispositivos para calcular Caudales de Gas

Una vez toda la información aplicable ha sido recolectada, se puede calcular el caudal de gas.Existen diferentes dispositivos y formulas usadas para calcular el caudal de gas que produce unpozo, así como, los factores que incrementaran o reducirán un poco el cálculo de este.

• El uso de un computador y los datos introducidos en un programa calculará el caudal degas. Esta es la forma en que se lleva a cabo los negocios y la manera más rápida detransferir la información. Se requiere tiempo de programación para configurar el archivo delpozo en el computador. También es necesaria la energía eléctrica y el servicio detransmisión para enviar los datos.

• Con un computador de mano (Handheld) se hará lo mismo que un computador portátil o deescritorio, pero es mas eficiente para el personal usarlo cuando se esta tratando deencontrar el caudal de gas mientras está en el equipo. Un computador de mano es portátily es una excelente herramienta para usar, mientras la programación no sea corrompida(Usualmente por error del operador) y las baterías no se descarguen; en la mayoría de loscasos, la batería de respaldo está muerta.

• El computador medidor Sonney es una gran herramienta para calcular los caudales de gasya que este no requiere energía eléctrica, programación, o tiempo de configuración. ElSonney tan solo requiere tres valores para estimar el caudal de gas. Este puede lograrmejor exactitud cuando todos los factores son tenidos en cuenta. Pueden resultar erroresde conversión porque el Sonney está ajustada en el sistema ingles.

• Usar el método de la Ecuación completa consume tiempo y no será aceptable para elalcance del trabajo debido a al manera como se manejan los negocios en la eraelectrónica; sin embargo, el conocer el calculo de gas mediante la ecuación completa,permite un mejor entendimiento del proceso del calculo de gas.

Composición Gas

La composición tendrá un efecto en el cálculo del caudal de gas; algunas veces, este seráprofundo y otras veces será leve. La composición del gas será corregida para los caudales de gascuando los reportes finales sean enviados a los cuerpos gubernamentales.

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No Hidrocarburos

Nitrógeno (N2)Dióxido de Carbono (CO2)Monóxido Carbono (CO)

Hidrogeno (H)Helio (He)Sulfuro de Hidrogeno (H2S)

Agua (H2O)

HidrocarburosMetano (CH4)

Etano (C2H6)Propano (C3H8)N-Butano (C4H10)I-Butano (C4H10) IsótopoN-Pentano (C5H12)I-Pentano (C5H12) IsótopoN-Hexano (C6H14)N-Heptano (C7H16)N-Octano (C8H18)N-Nonano (C9H20)N-Decano (C10H22)

Molécula de N-Butano

Molécula de I-Butano

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6 MEDICION DE LIQUIDOS

Existen diferentes mecanismos para medición del volumen de líquidos. Los más comunes son: Aforo de Tanques

Aforo de Visores

Medidor de Líquido

Aforo de TanquesUn tipo de aforo consiste de una escala y una barra indicadora o un brazo en el lado exterior deltanque. En el interior del tanque, un cable, polea y un flotador, o flotador y palanca reflejarancuando hay un cambio en el volumen de fluido. Los tanques tienen un factor de corrección, con elcual una medida lineal es convertida al actual volumen de fluido. Estos tanques también puedenestar equipados con una pantalla electrónica.

Para aforar con un dispositivo de medición usando una cinta de medición o una barra aforada,corra el dispositivo de aforo hasta el fondo del tanque y luego sáquelo. Para calcular el volumen,observe los incrementos, encuentre el valor y aplique el factor de corrección. Aforar de estamanera involucra subir al tope del tanque.

Los tanques de almacenamiento tendránlecturas erróneas si no están nivelados.

El uso de una cinta de medición o una barra deaforo tendrá reglamentos y relacionesconsiderando subir al tanque, detención decaídas, aire respirable y equipos de respiraciónautónomos.

Los tanques de 400 bbl de la figura tienenregletas blancas aforadas con una placaindicadora que se mueve por toda la longitudvertical del tanque.

Placas Indicadoras en Tanques de 400 bbl

La cinta de medición y la plomada pueden ser usadas para medir el fluido en el tanque; hacer estorequerirá equipo protector contra caídas y de respiración autónoma.

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Aforo de Visores

El fluido entra en el visor. Al lado del visor hayuna regleta de calibración.

Compare el nivel en el visor con la regleta decalibración y este será en volumen.

Si el indicador está en longitud (cm, pulg), sedebe usar un factor de corrección para obtenerel volumen.

Los operadores deben monitorear los fluidos enel separador y tanques de almacenamiento.Busque la interfase de transición en el visor.

Diferencie el hidrocarburo del agua.

90

80

70

60

50

40

100

.

Aforo de Visor

Medidores de Líquido

Estos analizadores de flujo reciben un pulso electrónico de un medidor que registra el flujo total eindica el caudal instantáneo. Algunos sistemas de medición pueden tener equipo adicional si seusa sistema de adquisición de datos.

Tipos de Medidores

Medidores de Desplazamiento Positivo, similar al medidor de casa.Medidores VortexMedidores de Turbina, estos son los más comúnmente usados.

Exactitud

De mejor a peor: Turbina, Desplazamiento Positivo, Vortex.

El medidor de turbina es el más común medidor de líquido en la industria. El modelo más comúnes el medidor de turbina Halliburton o Nuflo. La siguiente tabla muestra la capacidad de volumen

de fluido que puede ser medida de acuerdo al tamaño.• Los medidores de líquido normalmente son calibrados con agua. Se debe tener en

cuenta la gravedad específica de otros líquidos diferentes al agua.

• No se debe pasar a gas a través de los medidores de líquido.

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• Los sólidos y otros residuos no deben entrar en contacto con los medidores de líquido. Aun si se coloca un filtro de malla en “Y” para el fluido, una cantidad excesiva dematerial extraño taponará la línea de líquidos.

Medidores de Turbina Halliburton/Nuflo

Tamaño Gal/min bbl/hr bbl/d m3 /d3/8" 0.3-3 0.4-4 10-100 1.6-16

1/2" 0.75-7.5 1-10 25-250 4-40

3/4" 2.0-15 3-20 68-515 11-80

7/8" 3-30 4-40 100-1000 16-160

1" 5-50 7-70 170-1700 27-270

1 1/2" 15-180 21-250 515-6170 82-981

2" 40-400 54-540 1300-13000 210- 2100

3" 60-600 88-880 2100-21000 335-3300

4" 100-1200 142-1708 3400-41000 540-6500

6" 200-2500 283-3570 6800-68000 1000-14000

8" 350-3500 500-5000 21000-120000 1900-19000

Capacidades de Medidor de Turbina Halliburton/Nuflo

Medidor de Turbina y Totalizador LCD

Medidores de Turbina

Los medidores de turbina son los mejores para acumular de manera exacta los incrementos defluidos. Su diseño resistente y versatilidad permite al medidor manejar una amplia variedad delíquidos y puede ser instalado vertical u horizontalmente. Asegúrese que la flecha de direcciónapunte en la dirección correcta.

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Los medidores de turbina, para exactitud (+/- 0.1%), necesita ser calibrado para el fluido que estasiendo medido o podría ser usado un factor de corrección para tener en cuenta la diferencia en lasdensidades de los fluidos.

Aunque las turbinas son muy precisas se deben tomar las siguientes precauciones para una

buena medición:1. Las líneas aguas arriba deben estar libres de residuos, instale un filtro de malla en “Y”.2. No estrangule ninguna válvula aguas arriba de la turbina.3. No pase ningún gas comprimido a través de la turbina.4. No golpee la turbina con baches de líquido. Las líneas deberían ser purgadas de gases

lentamente para prevenir cualquier daño a la turbina.5. El detector de pulsos (pickup) magnético debería estar ajustado si hay mucha vibración

en la unidad de prueba. Asegúrese de usar una llave de copa de ¾” para apretar latuerca de seguridad.

6. No martille o golpee fuertemente en el cuerpo de la turbina. Los componentes internosson sensitivos al impacto y las partes de tungsteno podrían romperse.

7. No exponga la turbina a caudales mayores a los máximos especificados.

Registro de líquidos

Es necesario que todos los líquidos sean contabilizados. El registro de estos valores podría serdifícil si en la locación tenemos una unidad de prueba, un tanque de fracturamiento, y un tanquede almacenamiento durante la prueba.

El registro de líquidos puede involucrar anotaciones para ayudar a mantener contabilizadoscorrectamente los fluidos producidos o recuperados. Pueden ocurrir errores cuando se transfierelíquidos de una vasija a otra o si el petróleo/condensado se encoge o reduce. Estos errorespueden ser tenidos en cuenta con un registro preciso y con métodos apropiados este fin.

Métodos de Registro de líquidos

Promedio de Tiempo

Arroja un promedio de la producción de líquido. Los incrementos de líquido tienden a seraleatorios así que la exactitud se verá comprometida cuando se transfieren líquidos.

Más cálculos matemáticos son involucrados si se tienen factores de BS&W y de Encogimiento.Trabajar con porcentajes también puede conducir a errores en el recobro de líquidos.

Este método es una buena manera de proyectar el tiempo en el cual un camión será requeridopara transportar el fluido.

Se debe realizar la medición de los líquidos antes de estos sean enviados fuera de la locación,pero el factor de encogimiento tendrá que ser considerado en los números finales.

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Notación de Tiempo

Se registra las horas de comienzo y parada de los procesos de transferencia de fluidos y entoncesse determina la diferencia en la medida del tanque. Se puede necesitar tiempo para que el fluidose asiente antes de que la medición del tanque ocurra.

La exactitud puede verse afectada si no se permite suficiente tiempo para que el fluido se asientey se encoja o si se transfieren pequeños volúmenes de fluido a un tanque muy grande. Una vasijahorizontal puede hacer esto más complicado.

Estos métodos involucran el uso de una ganancia de fluido por BS&W para determinar cuanto esagua y cuanto es petróleo/condensado. Las lecturas son representaciones de la produccióndurante 0.5 horas o 1 hora para ambos tipos de fluido al momento de la muestra, y es más queprobable esto no sea completamente exacto, pero suficientemente cerca para un estimado encampo. Este procedimiento es el método más común para registrar los líquidos en un separadorde 2 fases.

Ejemplo de Medidores de Desplazamiento Positivo (PD)

Medidor Vortex con emisor y pantalla LCD

La barra de emisión en el medidor Vortex causa vórtices cuando el flujo pasa alredor de esta. Elsensor registra la frecuencia de los vértices y convierte esto en un caudal.

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Correcciones para Volúmenes de Aceite

El reporte de los volúmenes de aceite producido por el pozo es una, si no la más importante,información que debe suministrase al cliente en una prueba de producción. Este valor debe serreportado a condiciones estándar (14.7 psi, 60οF) y deben considerarse factores de corrección

dependiendo del tipo de medición. Los factores a tener en cuenta son los siguientes:• Factor de Corrección por Encogimiento (F ENC ), ajusta el volumen por el efecto de

encogimiento.

• Factor de Corrección por Temperatura (F TEMP), ajusta el volumen a la temperatura acondiciones estándar (60οF).

• Factor de Corrección por el Medidor (F MED), ajusta el volumen por calibración del medidor

• Factor de Corrección por BSW (F BSW ), ajusta el volumen por contenido de agua ysedimentos.

BSW MEDTEMP ENC F *F *F *F * Bruto_ Aceite_Vol Neto_ Aceite_Vol =

Este cálculo aplica para pruebas en línea o de ciclo cerrado (con descarga de fluidos a línea deproducción). En el caso de fluir a tanques de almacenamiento a condiciones atmosféricas, no seconsiderará el factor de corrección por el medidor.

Factor de Corrección por Encogimiento - Encogimiento o Merma (Shrinkage)

Los condensados son esencialmente gases comprimidos en un líquido y pueden ser manipuladossi se cambian las condiciones a las que están sometidos. Si un condensado existe a una

condición presurizada (o si es enfriado o calentado) el hidrocarburo se puede condensar oevaporar.

El encogimiento o merma es una disminución en el volumen de hidrocarburo causada por unaliberación del gas en solución o por contracción térmica. El factor de encogimiento y el gasdisuelto pueden ser estimados de acuerdo a gráficos basados en datos experimentales (Ver

Apéndice), medido directamente en un tanque de almacenamiento (medidas inicial y final al cabode un tiempo de reposo) o mediante el uso de un Probador de Encogimiento (Shrinkage Tester) elcual permitirá calcular el factor de encogimiento de un líquido.

Operación:

1. El nivel en el separador deberá estar más alto que el tope de la escala del Probador.2. El probador debe estar vacío. Entonces, con el gas iguale las presiones entre las

unidades (Probador y separador)3. Lentamente introduzca el líquido por el fondo del probador. No rellene este.4. Una vez que el nivel en el probador alcance el 100% en la escala del mismo, aísle este

del Separador.5. Registre la presión y la temperatura.

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6. Lentamente alivie la presión por la parte superior del probador a través de un sistemaaislado.

7. El tiempo de alivio de la presión no será menor a 30 minutos. Una vez la unidad esté ala presión atmosférica, registre la reducción.

8. Después que registre las lecturas, presurice la unidad de nuevo.9. Una vez esté presurizada la unidad drene el fluido a través de la línea de aceite

muerto, y deje esta preparado para la próxima muestra.

Ejemplo: un nivel de 100% aceite esmedido en el probador. Después de30 minutos de alivio de presión, elnivel es tomado de nuevo y el nivelde condensado esta en 92%.

Así que el factor de encogimiento es:

(92/100)= 0.92

El encogimiento será:

1 - 0.92 = 0.08 = 8%

El volumen de aceite registrado porun medidor turbina, es corregido paraajustar el encogimiento del productoen un 8%.

Si el volumen de aceite medidodurante una hora fue de 0.5 m3, elfactor de corrección ajustará elvolumen a 0.46 m3.

0.5 x 0.92 = 0.46

Factor de Corrección por Temperatura

Este factor corrige el volumen del aceite por el efecto de expansión térmica, también conocidocomo factor K. Los valores del factor corrección por temperatura pueden ser consultados en lanorma ASTM D 1250 ADJ V1 (Standard Guide for Petroleum Measurement Tables) o en el APIMPMS 11.1 VOL I (Manual of Petroleum Measurement Standards Chapter 11.1) o en Grafica delFactor K (ver Apéndice).

Factor de Corrección por el Medidor

Este factor corrige el volumen del liquido por las características físicas del mecanismo de medición(turbina, vortex, medidor de desplazamiento positivo, etc) en combinación con las característicasdel líquido a medir (especialmente viscosidad). Este factor se calcula con la siguiente formula:

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MEDIDOR

TANQUE

MEDV

V F =

Factor de Corrección por BSW

Este factor corrige el volumen del aceite descontando el contenido de agua y sedimentospresentes en la corriente de líquido. Para determinar este factor se debe conocer el valor del BSWobtenido mediante muestreo de líquidos y finalmente se calcula el factor con la siguiente formula:

BSW F BSW −=1 ó ⎟ ⎠

⎞⎜⎝

⎛ −=100

1 BSW %

F BSW

Ejemplo:

Calcular el volumen de Aceite Neto medido dados los siguientes datos:

Volumen Bruto = 15000 BOPD Volumen Turbina = 50.0 bblGravedad API = 51° API @ 86°F Volumen Tanque = 49.5 bblTemperatura Flujo = 90°F BSW= 0.3%Presión Separador = 800 psi

Nota: Todas las tablas y gráficas referenciadas en este ejemplo se encuentran incluidas en el Apéndice.

Inicialmente, se determina la gravedad API @ 60°F.

De la tabla para corrección del API60°F, 51°API @ 86°F = 48.5° API @ 60° F

Calculando la GE @ 60°F, 7860180

5141

5131548

5141.

.

. API .

.GE ==

+°=

BSW MEDTEMP ENC F *F *F *F * Bruto_ Aceite_Vol Neto_ Aceite_Vol =

1. Cálculo de Factor de Corrección por Encogimiento

De la gráfica de Factor de Encogimiento, partiendo de la GE @ 60°F (0.786) y la presión delseparador (800 psi), leemos el valor para el factor de encogimiento:

De gráfica, F ENC = 0.86

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2. Cálculo de Factor de Corrección por Temperatura

De la gráfica de Factor K, partiendo de la temperatura del aceite (90°F) y la GE @ 60°F (0.786),leemos el valor para el factor de corrección por temperatura:

De gráfica, F TEMP = 0.984

3. Cálculo de Factor de Corrección por el Medidor

Aplicando la fórmula para el cálculo de este factor tenemos,

990050

549.

.

.

V

V F

MEDIDOR

TANQUE

MED ===

4. Cálculo de Factor de Corrección por BSW Aplicando la fórmula para el calculo de este factor tenemos,

997000301100

301

1001 ..

. BSW %F BSW =−=⎟

⎠ ⎞

⎜⎝ ⎛ −=⎟

⎠ ⎞

⎜⎝ ⎛ −=

Finalmente, reemplazando cada valor en la formula tenemos:

9970990984086015000 .*.*.*.* BOPD_ Neto_ Aceite_Vol =

BOPD_. Neto_ Aceite_Vol 96412528=

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7 MEJORES PRACTICAS

Purga del Sistema de Flujo

La purga es un proceso de hacer salir el aire, mezclas explosivas, o vapores peligrosos de unsistema de producción. La tubería, las vasijas, y tanques contienen aire y/o materiales venenososo peligrosos en su interior.

Nuestro negocio proporciona equipo de facilidades temporales, no permanentes. Es inevitable queel sistema esté contaminado con aire o materiales de proceso.

Durante la instalación, el equipo debe ser purgado (con un medio de purga) para eliminar el gashidrocarburo o enriquecer este para ser quemado. Habiendo dicho esto, en algún punto de lapurga, usted tiene una Bomba.

Antes de iniciar el trabajo, se debe purgar evitando cualquier fuente de ignición a la salidade la línea de gas.

Si el piloto del quemador está encendido, antes que la purga se complete, labomba podría explotar.

Antes de finalizar el trabajo, se debe purgar para eliminar el gas amargo del sistema.

Si el piloto no está encendido el personal podría quedar expuesto al gas amargo.

Medios de Purga

NitrógenoDióxido de CarbonoPropano

Gas DulceFuentes de Aire

Operaciones con Unidades de Tubería Flexible usando airePerforación con aireDurante el suabeo, cuando el pozo queda en vacíoEn el Arme y Desarme de equipoEn la limpieza de vasijas con escotilla de mantenimiento abierta

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Medición de la Purga

El volumen del sistema a purgar debe ser calculado antes de iniciar el proceso. Si el medio depurga es …

… más pesado que elaire, un mínimo de 1.5veces el volumencalculado. La purgadebe ser desde el fondohacia arriba.

La purga debes serrealizada en cadasección de tanque pararemover cualquiercantidad de aire quepueda estar atrapada aambos lados de la placade rebose.

… más liviano que elaire, un mínimo de 2.5 a5 veces el volumencalculado, y la purgadebería ser desde el topehacia abajo.

La mezcla explosivatendrá salida a través dela línea de liquido, cadasección tendrá que serpulgada individualmentepara remover todo el aireatrapado en los lados dela placa de rebose.

Idealmente, verificando el límite bajo de explosividad (LEL) con un explosímetro sería la mejorforma de asegurar una purga apropiada, con tal que el dispositivo esté trabajando apropiadamentey esté calibrado, y el operador sepa como trabaja este.

Un mínimo de 5% O2 es requerido para lograr encender una llama.Una purga apropiada y debida realizada, requeriría un sistema redundante, lo cual significaría:

Calcular los volúmenes de purga requeridosVerificar los niveles de LEL con los dispositivos de detección.

Purga con medio más Pesado que el Aire

Purga con medio más Liviano que el Aire

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El fuego necesita tres cosas para existir, combustible, oxigeno, y calor de una fuente de ignición,si una de estas tres es eliminada, el fuego no puede generarse. Piense en un triangulo dondecada punta es una de las tres condiciones requeridas para tener fuego.

Operaciones de Purga: una vasija es

considerada contaminada con aire; el medio depurga es gas propano. La fuente de ignición debe ser eliminada para prevenir el fuego.

El aire tiene una gravedad específica de 1.0; elpropano tiene una gravedad específica de 1.52.Sabemos que la purga debe hacerse del fondohacia arriba. Entre mas combustible esadicionado a la vasija, el aire es desplazado yeliminado del triangulo del fuego.

Triangulo de Fuego

El cálculo de volumen y LEL confirma la carencia de oxigeno; ahora es seguro encender el pilotoen el sistema del quemadero. La relación de combustible a aire no permite la ignición; es muy rico en combustible.

Una mezcla de aire y combustible puede también ser muy pobre donde la cantidad de combustiblees insuficiente para causar ignición; A medida que el combustible es introducido a la vasija, sealcanzará una mezcla adecuada para lograr esta, si una fuente de ignición está presente.

El uso de un gas inerte es el mejor método de purga; una mezcla explosiva de aire y combustiblepuede continuar presente en la vasija. La purga con gas inerte eliminará el combustible y el airedel sistema duplicando los factores de seguridad.

Trabajando con H2S

En la industria del petróleo y gas, los trabajadores pueden estar expuestos a gas amargo o Sulfurode Hidrogeno (H2S). La concentración de gas amargo varía ampliamente de unas pocas partespor millón (ppm) a muy altos porcentajes. En Alberta, Canadá algunos pozos han sido probadoscon concentraciones de H2S de hasta 90% o 900,000 ppm. La importancia de las protecciónpersonal puede ser muy obvia cuando solo 0.07% 0 700 ppm mataran a una persona. NO sientamiedo del gas amargo, respételo y use un equipo de respiración.

El entrenamiento y certificación en H2S es necesaria antes de que el personal pueda trabajar coneste. También tenga en mente que los requerimientos de entrenamiento pueden diferir de unaregión a otra. El límite máximo de exposición al H2S en 10 ppm., después de esta concentración

el equipo de respiración es requerido por política de la compañía.

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Operando en Ambientes con Gas Amargo

Las leyes regionales, políticas y procedimientos de la compañía, y protocolos en la locación tienenun efecto en la forma como trabajamos con gas amargo:

• No trabaje solo; use el “Sistema de Compañero”; tres personas por turno, una puedeser una persona de seguridad.

• Bajas concentraciones de gas amargo pueden cambiar a altas concentraciones.

• Esta es una política de Weatherford. Lleve un SABA (Equipo de Respiración conSuministro de Aire) al área de trabajo en pozos con 10 ppm.

• Realice reuniones de seguridad regularmente y revise las rutas de escape.

• El ajuste los protocolos en el sitio de trabajo puede ser requerido cuando trabaje conotros servicios.

• El H2S debe ser contenido en el sistema de flujo. Monitoree la dirección del viento encaso de perdida de contención.

• Si ocurre una fuga, protéjase y repare la fuga. Puede ser necesario un cierre deemergencia del pozo.

Los aparatos de respiración deben ser usados en un ambiente de H 2S cuando se hacen ciertosaspectos del trabajo. Tenga buena comunicación y deje que el personal sepa lo que estásucediendo.

Los aspectos del trabajo donde ocurre una emisión controlada son:

Muestreo en superficie Cambio de platinas de orificio Apertura de trampa de marraneo en ductos superficiales. Reparación de equipos Cambiando tubo reductor o bonete del estrangulador

Modificar la integridad de un sistema de tubería, etc.Cuando el trabajo llama a un cambio de alcance, se requerirá una reunión de seguridad. Tambiénsi una tarea común esta siendo realizada fuera del marco de tiempo normal para tal fin déjeselosaber a la persona de seguridad.

Detección de H2S

La detección de H2S debe ser realizada con dispositivos sensores diseñados para gas amargo. Aunque el H2S puede ser detectado por olor a muy bajas concentraciones, la exposiciónprolongada insensibiliza el sentido del olfato en la nariz humana.

Si el gas amargo es olido, y luego desaparece, no asuma que el área es segura porque la

concentración puede haber incrementado y es por esa razón que no puede oler más el H2S.Los dispositivos sensores adecuadamente mantenidos y calibrados son la mejor manera dealertar a las personas cuando ocurren encuentros aleatorios con H2S. Los dispositivos dedetección pueden ser un monitor personal o una serie de sensores conectados a unsistema central.

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Toxicidad

La concentración de gas amargo es expresada en partes por millón en aire (por volumen).

1 ppm = 0.0001% puede oler 10 ppm = 0.001% máxima exposición permitida durante 8 horas

Exposiciones a gas amargo por encima de 10 ppm requiere aparato de respiración.

100 ppm = 0.01% perdida del olfato en 3 a 15 minutos, puede quemar ojos y garganta 200 ppm = 0.02% perdida del olfato rápidamente, quema ojos y garganta 500 ppm = 0.05% perdida de razonamiento y balance, molestias respiratorias en 2 a

15 minutos, necesidad de un procedimiento de resucitación 700 ppm = 0.07% quedará inconciente rápidamente, la respiración se detendrá y

morirá si no es rescatado rápidamente, proceso de resucitación requerido de formainmediata.

1000 ppm = 0.1% Inconciencia instantánea, resultará daño cerebral después de 4 a 6minutos si no es resucitado.

Los sitios con H2S deberán estar claramente Marcados.

Medidor /Detector Multi-Sensor

La mayoría de los detectores tendrán una alarma audible y visual. Todos los sistemas detectorespermanentes y semi-permanentes tendrán una alarma audible, usualmente una sirena ruidosa oserie de sirenas dependiendo del tamaño de la aplicación del sistema.

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Junto con el sistema de sirenas, el sistema detector tendrá una serie de luces para indicar a losindividuos el área de peligro y al cuarto de control central (Si es una facilidad) la localización delproblema.

La planeación adecuada, las reuniones de seguridad documentadas, y una orientación en sitio

deben incluir el sistema de detección antes que el trabajo pueda comenzar.La mayoría de los sistemas de detección activaran la alarma a 10 ppm. Cuando una alarma esescuchada o vista, el personal debe evacuar a un punto de reunión designado para realizar unconteo de este. Dependiendo de la facilidad, el punto de reunión podría ser llamado también áreade instrucciones, punto de mitin, etc.

Si el personal no está completo en el conteo, se realizará un rescate. El rescate del personaltendrá que ser realizado en lapso de cuatro a seis minutos desde el momento que la personadesapareció o será solo la recuperación de un cadáver. La competencia, practicas de trabajoseguro, documentación, y entrenamiento en H2S son los requisitos cuando trabaja en una locacióncon gas amargo.

Modelos de Monitores para H2S

Un probador de H2S manual se utilizará para probar la concentración de gas amargo solo si seestá usando un SCBA o SABA. Las bombas de mano están diseñadas para determinar la cantidadde gas amargo en porcentaje o partes por millón.

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Bomba de Mano Gastec con Tubo detector

Bomba de Mano Kitagawa con Tubo detector

Los tubos detectores de gas para H2S tienen un rango máximo de detección de 40%. Cuando lasconcentraciones de H2S están por encima del rango del tubo, se tendrá que hacer un análisisquímico por titulación.

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Erosión y Velocidad de Flujo

La erosión es un desgaste o destrucción de la superficie de un cuerpo debido a la fricción continuao violenta de otro cuerpo.

Cuando la erosión en tubería ocurre, los agentes que ayudan a este proceso son:VelocidadInerciaExpansión del Gas

Abrasivos (sólidos)

El Velocidad es una cuantificación física del movimiento de un objeto. La velocidad es la rapidezque tiene una dirección claramente indicada. Por ejemplo, 5 mph no es un vector; norte 5 mph esun vector.

Si el movimiento es en línea recta y en una sola dirección, es la misma rapidez.

La Inercia es la tendencia de un objeto a permanecer constante en velocidad a menos que actúe

sobre el una fuerza externa.El estado Gaseoso es uno de los cuatro estados de la materia (Después de sólido y líquido,seguido por plasma). En una fase gaseosa, los átomos o moléculas que la constituyen semueven independientemente y direcciones aleatorias a alta velocidad. El rango de la velocidad esdependiente de la temperatura; por lo tanto, la fase gaseosa es un estado completamentedesordenado. Las partículas de gas se dispersarán para llenar uniformemente cualquier forma ovolumen de espacio disponible.

El gas es caracterizado por el volumen, la temperatura, y la presión. La temperatura esdeterminada por la velocidad promedio o energía cinética de las moléculas. La presión mide lafuerza promedio ejercida por las moléculas colindantes contra las paredes de cualquier superficie.

Cuando se fluye un pozo, el efluente de la formación puede tener gas, hidrocarburos, agua ysólidos de formación. Si el completamiento del pozo es en hueco abierto, los sólidos de formaciónpueden ser incluso más predominantes.

Como el efluente de pozo viaja hacia arriba por la tubería de producción, la velocidad seráafectada por la variación de la cantidad y tipo de material (gas, hidrocarburos, y agua). Lavelocidad puede ser manipulada en superficie, por ajuste del estrangulador.

La expansión del gas incrementará la velocidad de los otros materiales transportados aunque lapresión sea reducida. Cuando los abrasivos están en la corriente de gas ocurrirá erosión a altasvelocidades. La cantidad de erosión acelerará tanto como se incrementen las velocidades

Cuando el efluente abrasivo alcanza el cabezal de pozo, ha generado muy poca inercia. Como elefluente viaja a través del sistema de tubería, la inercia causará erosión de la tubería en cada

cambio de dirección. Si el efluente no tiene inercia de líquido, se incrementa el daño. Los líquidosactúan como un colchón para los sólidos reduciendo así la erosión.

Cuando el efluente de pozo viaja a través del estrangulador, ocurre una caída de presión. Amayor caída de presión, más alta la velocidad, y más rápida la erosión.

Si la erosión no es revisada, ocurrirá una falla en el equipo, lo cual podrá a las personas y almedio ambiente en peligro. Cuando la línea falla, se dice que se ha lavado (washout).

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Los factores que contribuyen a que se lave una tubería son:

Tamaños pequeños de tubería Altos caudales de retornoInercia

Altas caídas de presiónEscasees de líquidos en el efluente del pozo

Este corte de un codo reforzado muestra laerosión del metal en forma de corte de navaja.

Debido a la inercia, los abrasivos hanerosionado el metal en la curva del codo dondeestá dramáticamente más delgado que en elresto de la tubería. La prueba ultrasónica deespesor de tubería debe ser hecha

regularmente.Sin embargo, la prueba ultrasónica no puedeser realizada en la curvatura del codo debidolas limitaciones del equipo. Los reportes de UTsolo son para longitudes rectas.

Erosión en un Codo Reforzado

Este corte de un codo reforzado muestra losbiseles de soldadura en la tubería.

Los biseles de soldadura en la tubería causaránturbulencia e inician la erosión.

Codo Reforzado No Erosionado

Cuando los abrasivos son recuperados durante operaciones de fracturamiento con arena, laerosión ocurrirá incluso si todos los parámetros son ajustados para eliminar la erosión. El objetivoes minimizar la erosión y tener un punto donde pueda ser monitoreada.

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Cuando se usa un estrangulador positivo la presión aguas arriba y aguas abajo del estranguladorserá monitoreada para determinar la presión diferencial a través de este. A mayor diferencia, másalta la velocidad, y más rápido se lavará.

Ejemplo: Un pozo fluyendo 1 MMSCFD de gas seco y arena, con una presión aguas arriba del

estrangulador de 4000 psi causará erosión en una tubería de 2” (Cédula 160), solo si la presiónaguas debajo de este es menor a 100 psi.

Si la línea de flujo es de 3” (Cedula XXH) se causará daño por erosión si la presión aguas abajodel estrangulador es menor que 50 PSI.

La Velocidad mata. Es este caso la velocidad del abrasivo matará (Erosionará) losmateriales. En Weatherford la máxima velocidad de flujo permitida es 120 ft/seg para gashacia la atmosfera. Para líquidos debe ser máximo 15 ft/seg.

Como el estrangulador se degrada y el orificio se desgasta, este incrementa en tamaño yentonces el caudal de flujo incrementará. Cuando esto sucede el flujo debe ser desviado a unestrangulador alterno y el desgastado debe ser reemplazado.

Algunas veces, puede ser necesario organizar en etapas las caídas de presión usando másestranguladores. Cuando se organiza las caídas de presión en etapas, no es importante distribuirel diferencial de presión equitativamente porque la erosión es dependiente de la velocidad delmaterial. Como la presión se reduce, el gas se expande y la velocidad se incrementa. Así que lasetapas de las caídas de presión serán a la más baja presión donde la velocidad esta cerca almáximo.

El tamaño de la tubería tendrá un efecto en la velocidad. A mayor diámetro de la tubería, mayor elcaudal que puede ser movida a través de esta a más bajas velocidades. Una tubería grandepuede o no ser práctica o posible para cada situación. Conocer las limitaciones, parámetros ycaracterísticas del efluente de pozo ayudará a prevenir el lavado de la tubería e incluso incidentesde mayor gravedad...

Corrosión

La Corrosión es el deterioro de las propiedades de un material. Una ruptura el material ocurrecomo resultado de una reacción química a partir de la exposición a un ambiente severo. Cuandoel metal es expuesto a agua y oxigeno, los tres elementos reaccionan unos con otros. Comoresultado el metal pierde iniciando el proceso de corrosión. Este debilitamiento de los átomos dehierro debido a la oxidación es conocido como herrumbre.

La estructura del metal puede corroerse al ser expuesta al aire, agua, y temperatura. Agua puedeestar en forma de lluvia o humedad. Si hay una marca o una grieta, la corrosión puede serreducida a daño local en el área, en lugar de daño propagado sobre un área más amplia. Losinhibidores químicos pueden reducir la corrosión del metal, o al menos dar la apariencia que la

corrosión está controlada. La protección catódica prueba ser la mejor manera de controlar enproceso de corrosión.

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Magnificación de Herrumbre

Protección Catódica: un medio de reducir o prevenir el proceso electroquímico destructivo de lacorrosión en el metal expuesto que necesita protección.

Usando la teoría de una batería, los metales como el zinc o aluminio son usados como ánodos para crear electrones mientras un cátodo de cobre es usado para absorber los electrones.

Si el objeto protegido es un oleoducto que tiene una corriente eléctricamente positiva circulando através de esta, un ánodo de sacrificio o electrón negativo, es colocado para compensar losefectos de la corrosión en el ducto del efluente de pozo.

Ánodo y Cátodo en una Batería

La sal no causa la corrosión; es un conductor. Esta permite que la corrosión ocurra más rápido.Los compuestos que pueden iniciar la corrosión son:

OxigenoHidrógenoSulfuros

Ácidos Orgánicos

Entre los factores ambientales que facilitan la corrosión están:TemperaturaVelocidadpHSales Solubles

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Pasivación: bajo ciertas condiciones, la formación espontánea de una superficie dura, no reactivapuede darse en las superficies metálicas impidiendo la corrosión. Este oxido de metal esusualmente de un espesor de unos pocos átomos.

Bajo condiciones normales, la pasivación puede observarse en las superficies del:

AluminioMagnesioCobre

Acero InoxidableTitanioSilicio

En su casa, puede observar la tubería de cobre o cubiertos que tienen material pasivado presente.

Marcas por corrosión (Pitting): el área superficial en los metales puede presentarse en buenacondición excepto por un par de áreas donde se observan pequeñas marcas u hoyuelos; sinembargo, debajo de la superficie del metal la corrosión continúa causando la degradación del

material, aun cuando las condiciones regresen a la normalidad.En casos extremos, el hoyuelo de superficie puede ser del tamaño de la cabeza de un alfiler, perobajo la superficie el área corroída puede ser del tamaño de una uña de pulgar. El problema con lasmarcas por corrosión es que la extensión del daño puede pasar desapercibida, planteando unasituación muy peligrosa.

Corrosión por desgaste (Fretting): cuando se desgasta la película pasivante construida sobre lasuperficie del metal.

Decaimiento de Soldadura y Ataque Filiforme: la soldadura involucra altas temperaturas parafusionar el metal. La soldadura de acero inoxidable causa un cambio químico en el metal,comprometiendo la habilidad de los metales para resistir la corrosión. La soldadura del aceroinoxidable y otros metales con bajo contenido de carbono, si no son tratados térmicamente,

pueden experimentar ataque filiforme (knife line attack). Estas son grietas del espesor de uncabello humano. Esta área de corrosión alargada está usualmente cerca de la soldadura y puedepasar desapercibida.

Corrosión Microbiológica: puede existir en presencia o ausencia de oxigeno libre en sustanciasmetálicas y no metálicas. En presencia de oxigeno algunas bacterias oxidan el hierro creandoóxidos de hierro. Otras pueden producir acido sulfúrico oxidando el sulfuro.

Corrosión por Alta Temperatura: es un resultado de la degradación química de material metálico.Cuando un metal es expuesto a altas temperaturas conteniendo oxigeno, sulfuro, y otroscompuestos oxidantes, el proceso de oxidación degrada el metal.

Los efectos de la corrosión sobre metales en las aplicaciones de pruebas de pozo son muysemejantes a perforación, pero a diferencia de esta, en la mayoría de los casos no se adicionaninhibidores al flujo.

En una acidificación de la formación se propicia la corrosión en la tubería y las vasijas, debido alfluido y sales acidas. Si usted recupera el fluido después de la estimulación, el efluente general delpozo podrá contener agua de formación y sales de formación, Sulfuro de Hidrogeno (H 2S), Dióxidode Carbono (CO2), y Monóxido de Carbono (CO).

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Si las propiedades del pozo también incluyen altas velocidades, presiones y temperaturas,también puede contribuir a la corrosión de los metales.

La concentración de oxigeno es el factor potencial más destructivo encontrado en el proceso depruebas de pozo. A menudo, el oxigeno es considerado un acelerador de la corrosión, y tiende a

actuar sinergéticamente con otros factores como los ácidos. Juntos producen tasas de corrosiónmás elevadas que si estos factores actuaran por si solos.

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8 RESOLUCION DE PROBLEMAS

La resolución de problemas (troubleshooting) es la habilidad para analizar fallas para que estaspuedan ser corregidas. Los problemas pueden ser mecánicos, dinámicos, financieros, uorganizacionales, los cuales son problemas simples y relativamente fáciles de corregir cuando sonreconocidos. Si el problema continúa sin ser detectado, puede escalar a una falla severa.

El conocimiento de lo que está pasando podrá evitar molestias, costos y, sobre todo, situacionespeligrosas.

La resolución de problemas inicia por entender el equipo, la dinámica de flujo, y la operación arealizar. El conocimiento básico de leyes físicas puede ayudar a entender donde puede estar elproblema y como puede ser solucionado. Busque sistemáticamente la fuente del problema.Entienda que para arreglar el problema la mayoría de las veces involucra el “proceso deeliminación".

Piense en el acrónimo BESO (Busque eso Simple, Obvio). A menudo cuando intentamos detectarlos problemas, estos llegaran a ser muy simples u obvios. Elimine lo obvio antes de proceder a looculto.

Aquí hay algunas consideraciones de resolución de problemas y acciones correctivas parasuperar los problemas:

Locación/referencia

Indicador Problema Acción

Estrangulador • Presión de cabeza disminuye• Caudal aumenta• Residuos/arena en las

muestras de fluido• Fuga/Paso obvia

Lavado/desgaste

• Cierre y repare• Desvíe, cambia al otro

estrangulador• Utilice un sistema multi-

estrangulador para reducirpotencial de lavado

E.S.D • Tasa de Flujo disminuye,presión en la tubería deproducción aumenta.

• Indicación visual del viaje delvástago.

• Suministro de Nitrógeno muybajo para mantener la posiciónabierta

SistemaE.S.D.

• Re-energizar el sistema E.S.D.,si esta solo parcialmentecerrado

• Cierre y repara antes de reabrir

• Revise si hay fugas denitrógeno en el sistema

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Separador • Temperatura del Separadordisminuye

• Falso nivel en visores• Incremento en la presión del

separador• Válvula de Contrapresión

ciclando• Lecturas erráticas del medidor

de gas seco• Escarcha en líneas de líquido

y hacia el quemador

Hidratos enel Separador

• Incremento en la temperaturadel calentador

• Ajuste la presión del

separador para corregir elproblema dependiendo de laubicación de los hidratos y lascaracterísticas del gas.

• Incremento/disminución delcaudal dependiendo de lascaracterísticas del gas

• Optimizar caídas de presión enun sistema de múltipleestrangulación

• Bombear metanol a través de laválvula de contrapresión

Separador • Muestras de superficie tienen

señales de material detaponamiento

• Reacción errática de válvulascon actuador

• Presión del separador yvolumen de líquidosincrementando, debido aválvulas obstruidas

Obstrucción

Parafinas ArenaResiduosSulfuro

AsfáltenosPrecipitados

• Incrementar la temperatura del

calentador para disminuir laviscosidad del fluido

• Disminuir la temperatura delcalentador para evitar losprecipitados

• Cierre y repare cuando searequerido

• Inyección de solventes• Reducir tasa de flujo• Desvíe para limpiar el efluente

de pozoLos Precipitados de los fluidos de completamiento permanecerán en solución en temperaturasmenores a 80 °FSeparador • Se observa rocío en quemador

• Visores llenos de liquido• Espuma en visores• Niveles de erráticos en visores• Control errático de nivel de

liquido• Liquido en sistema del

medidor de platina de orificiocausando lecturas erráticas enel medidor

• Caudal de liquido

aparentemente disminuye

Arrastre/Espuma

• Reducir caudal• Inyectar químicos anti-

espumantes• Aumente el rango de la

válvula de descarga• Incrementar la contrapresión• Disminuir la temperatura del

separador para aceiteslivianos.

• Incrementar la temperaturapara espuma

• Bajar el nivel en los visores,si es posible

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Separador • BS&W en la línea de aceite deun separador de tres fases

• Separador de 2 fases y tanquede almacenamiento, el fluidono se asienta en aceite y agua

Emulsión • Incrementar temperatura delcalentador

• Inyectar desemulsificante• Incrementar tiempo de

retensión, elevando el nivelde líquido, o usando unseparador más grande

Volúmenes de emulsión pueden ser calculados tomando una muestra, agitando esta, mezclando lamuestra con un solvente 50/50, adicionando desemulsificante; entonces calentar la muestra a unmínimo de 80 °F, centrifugar y aplicar el cálculo apropiado para el contenido de aceite y agua, sitodo esto falla, o si la emulsión continua un remanente de emulsión presente, su mejor suposiciónestará bien.Suministro

de gas• El suministro tiene una caída

de presión

• La instrumentación neumáticafalla• Perdida de temperatura en el

calentador• Repentino aumento de la

llama• Válvula de alivio en recipiente

decantador libera presión.• Liquido gotea de los

controladores• Falla el Vaporizador• Liquido excesivo en el

decantador• Congelamiento en las líneasde propano

Falla en elSistema deSuministrode gas

• Revisar volumen producido enlos tanque de propano

• Revisar todas las válvulas

• Revisar E.S.D. en la facilidadde gas combustible

• Revisar funcionalidad delvaporizador

• Reducir la presión de suministrosi la válvula de alivio se abrióen el recipiente decantador.

• Remover propano liquido delíneas/decantador

• Mucho arrastre en el sistema degas combustible, incrementarlos volúmenes de gas.

• Revisar el funcionamiento de lalínea de propano

• Revisar cualquier tipo deobstrucción en el equipo

Medidor deGas Vortex

• No muestra el caudal de gas• Lecturas erráticas de gas de

manera inesperada.• No muestra todo• Caudal muy bajo para registrar • Caudal muy alto para registrar

Malfuncionamiento delVortex

• Barra de emisión sucia, cierre,remueva y limpie.

• Use diferentes tamaños demedidor vortex

• Liquido en el medidor de gas• Revisar si hay daño en todas

las conexiones y contactoseléctricos.

• Revise fuente de poder• Si todo esto falla, llame a un

técnico.

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Niveles deLíquido enel separador

• Líquido pasando al quemador• Exceso de gas en tanques de

almacenamiento• Medidores de liquido

“zumbando”, pantalla muestraun caudal de liquidoextremadamente alto

• Aparentemente no hay liquidoen el separador

• Escarcha en línea deproducción

• Aparentemente no hayganancia de líquido mientrasde toma lecturas

• Controlador del actuador nocicla• El separador no maneja

liquido, mucho o muy poco

Pérdida decontrol denivel

• Alto nivel de fluido, abraválvula de descarga paraestablecer control de nivel,revise configuración decontrolador y válvula

• Bajo nivel de fluido,actuador pegado enabierto, reviseconfiguración decontrolador y válvula

• Revise ajustes de todas lasválvulas en el sistema deproducción de fluido

• Revise líneas congeladas ,o tapadas en el sistema deproducción de fluido

• Ajuste limite del actuador• Cambie jaula y asiento• Revise sistema de control y

actuadorMedidor degas tipoPlatina deOrificio/Registradorde carta

circular

• Medidor no esta en cero, o noregresa a la anterior lecturadespués de revisar el cero.

• Presión no igual a las lecturasdel peso muerto

• Registrador perdiendo tiempo

• Aparente lectura de poco gas• Aparente lectura de muchogas

• Fuga de Gas• Diferencial errática

Malfuncionamientode Medidor deOrificio/Registr ador de cartacircular

• Líneas, o puertos tapadoscon residuos, o hidratos

• Ensamble de 5 vías tapado,o válvulas no configuradascorrectamente

• Camisa del fuelle tapada

con residuos• Platina de Orificio no estáen la parte inferior de lacámara

• Registrador descalibrado• Fuelles rotos• Arco de plumilla de

diferencial fuera dealineamiento

• Mal funcionamiento delreloj, batería,

• Fuga de sellos del fuelle,

accesorios perdidos• Platina de orificio muy

pequeña para caudal degas

• Resorte de rango roto• Liquido en el medidor

(arrastre)

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Medidoresde Turbina

• Cambio de caudal aparentecuando no debería haber.

• Hay aumento de fluido cuandose descarga en separador.

• Indicadores audibles,separador no descarga

• Falsa lectura en visores• Aumentos no consistentes con

las medidas aguas abajo.• Grandes aumentos de líquido

de forma inesperada.• Medidor de líquido

“Zumbando” y caudal deliquido extremadamente alto.

Malfuncionamiento del

medidor

• Revise instalación, dirección dela flecha

• Baje el filtro de malla en “Y”

• Obstrucción en el medidor• Daño mecánico interno, o

externo• Caudal de flujo muy bajo, use

una turbina más pequeña, ocambie el controlador de líquidoa acción Abrir-Cerrar (Snap)

• Asegúrese que el líquido noesté fugando

• Revise la configuración de laválvula

• Asegúrese que el sensormagnético esta atornillado

completamente dentro delcuerpo de la turbina, puede quetenga que roscar la turca deajuste en el sensor

• Asegúrese que las conexioneseléctricas estén bien

• Asegúrese que las partescorrespondan.

• Confirme calibraciónCalentador • Excesivo humo de escape

• Aparentemente no hay gas deescape

• Temperatura disminuyemientras fluye• Indicador audible, no hay ruido

en el calentador, se escuchagas escapando

• Olor del gas escapado

Falta oexceso decalor

• Ventee y encienda calentador• Ajuste consumo de gas

combustible (presión deEntrada)

• Limpie hollín del calentador• Ajuste mezclador gas

combustible/aire• Revise atrapa llama• Calentador muy pequeño para

el trabajo

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9 INSTRUMENTACION Y CONTROL

Actuadores

Los actuadores son dispositivos que controlan el flujo de efluente, gases y líquidos. Losactuadores varían en tamaño y rangos de presión. Estos trabajan en función de la presión,ejerciendo una pequeña cantidad de fuerza sobre una superficie de gran área, y transfiriendo laenergía a una superficie con área pequeña creando una tremenda cantidad de fuerza.

En los actuadores accionados con un gas, la presión del gas empuja el diafragma; la placa deacero provee una estructura sólida contra la cual empujar, el vástago transfiere la energía ladistancia necesaria para completar el trabajo requerido.

Una tachuela trabaja con el mismo principio, presionar una superficie con un área grande y lasuperficie con área pequeña penetra la pared.

Los actuadores pueden ser neumáticos ohidráulicos, lineales o rotativos.

Los actuadores hidráulicos usan un líquido paralograr el mismo resultado que un actuadorneumático; al ser un fluido ni compresible elactuador reacciona más rápidamente cuando la

presión es aplicada o liberada.Los actuadores hidráulicos pueden fugar fluido siexiste una falla mecánica, y son usadosgeneralmente en aplicaciones con instalaciónpermanente.

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Actuador Rotativo

Esta válvula neumática puede ser usada paracontrolar la contra presión en la salida de gas

de un separador de prueba; la caja montada enel frente de la válvula es el controlador de laválvula, donde la sensibilidad puede serajustada para una necesidad de presión amantener.

Los actuadores de las válvulas de contrapresiónen las vasijas de prueba están diseñados paraabrir si el suministro de aire falla.

Válvula con Actuador Neumático

Esta válvula neumática puede ser usada para controlar la fases liquidas en una vasija de prueba;un controlador será usado para mantener el nivel de liquido en la vasija.

Los actuadores para válvulas de control de líquidos están diseñados para cerrar si en suministrode aire falla.

Los actuadores se encuentran también en una variedad de industrias fuera de la industria delpetróleo y gas. Equipo pesado, aeronaves, robótica, barcos, etc., todos usan algún tipo deactuador para trabajar. Los actuadores necesitan un controlador para articular su movimiento; elcontrolador es vital para la maquina, o esta no funcionará.

Los actuadores en la industria del petróleo y gas, utilizados en equipo portátil, más a menudotendrán acción neumática que hidráulica. Los actuadores usando la presión de gas como una

fuerza minimizan el impacto ambiental si la contención se pierde, mientras que los actuadoreshidráulicos fugaran líquido en la tierra si la contención se pierde.

Válvula con Actuador Neumático Lineal

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Actuadores Neumáticos:

Válvulas de ContrapresiónVálvulas de Control de LíquidosVálvulas de Seguridad (ESD)

Actuadores Hidráulicos:

EstranguladoresVálvulas de Mariposa y BolaVálvulas de Seguridad (ESD)

Controladores

Controladores de Nivel

Controladores de Líquido

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

• Si el GOR es alto, más volumen en el separador necesita ser reservado para el gas y serequiere 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: máso menos 6 pulgadas de la línea mediana del separador. Como pauta, el nivel se fija inicialmenteen la línea del centro y los ajustes se hacen según el GOR.

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Los controladores de nivel normalmente están conformados por una caja de control y undesplazador (Izquierda). Puede observar un diagrama esquemático de la caja controladora a laderecha.

Los desplazadores, o los que comúnmente son referidoscomo flotadores, se asientan en el líquido de la vasija.

El desplazador es ajustado para el punto de boyanza delfluido a ser controlado; una vez se logra el punto deajuste, el controlador ordenará al actuador cuando estiempo para abrir y transferir el líquido.

En un sistema simple para control de nivel de líquidos, la válvula esta completamente abierta ocerrada, haciendo que el nivel de crudo en el separador esté fluctuando siempre entre un nivel

mínimo y máximo. Este tipo de controlador es llamado SNAP u ON-OFF. A contrario del modelo simple, el controlador más complejo permite el ajuste del nivel a un valorescogido y utiliza un control de banda proporcional para ajustar el movimiento de la válvula decontrol, asegurando una regulación suave del nivel. Este tipo de controlador se conoce comoPROPORCIONAL o THROTTLE.

El ajuste de la banda proporcional se expresa en porcentaje, basado en la longitud deldesplazador, como se explica en los ejemplos siguientes. Este porcentaje puede variar entre 0% y100%. Por ejemplo, si la banda proporcional se fija en 100%, el nivel de líquido tendría que variara lo largo de toda la longitud del desplazador para provocar un recorrido completo de la válvula. Alcontrario, si la banda proporcional se fija en 25%, el nivel del líquido debería variar solo un 25% dela longitud del desplazador para provocar un recorrido completo de la válvula.

Otra manera de expresar esa relación se basa en el cambio de nivel que causa un recorridocompleto de la válvula. Por ejemplo, si el cambio de nivel que provoca el recorrido completo de laválvula es de 8 pulgadas cuando la longitud del flotador es de 16 pulgadas, la banda proporcionalesta fijada en 50%.

Esquema de Controlador con Gas Combustible

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Analicemos el proceso de control en un controlador Fisher Serie 2900. El gas de instrumentaciónentra al controlador; el manómetro superior izquierdo indica la presión del gas suplido. El gas seventea un poco a través de la boquilla, el manómetro inferior izquierdo indica la presión de laboquilla mantenida en el asiento. Cuando el nivel de fluido asciende en la vasija, la boyanza deldesplazador cambia haciéndolo más liviano; la varilla del desplazador, o el tubo de torque, se

apoya en el borde del fulcrum (Punto de Pivote). El asiento se moverá acercándose a la boquillacausando que se ventee menos gas de instrumentación dependiendo que tanto ascienda eldesplazador.

Cuando la presión de la boquilla alcanza la presión requerida, el mecanismo del controladortransfiere gas de instrumentación al actuador; El manómetro de la derecha indica la presión delactuador, el actuador abre la válvula de control y el líquido es enviado fuera de la vasija.

Cuando el nivel de líquido baja, la boyanza del desplazador cambia y vuelve a hacerse máspesado, el tubo de torque pivotea sobre el borde del fulcrum rotando el asiento lejos de la boquilla.La presión de la boquilla disminuye y el mecanismo controlador hace que la presión de gas deinstrumentación en el actuador se descargue en el venteo del controlador, cerrando la válvula decontrol y finalizando el ciclo de descarga de líquido.

El nivel de interfase entre el crudo y el agua en el separador debería ser mantenido constante,para prevenir el paso del agua encima de la placa de rebose y que pase al el compartimiento deaceite. Se logra mediante un flotador conectado a un controlador de nivel de agua que actúa sobreuna válvula colocada en la salida de agua

Controladores de Presión

El gas que fluye en el separador proporciona la presión interna del separador. La cantidad defluido entrando varía, dependiendo de las condiciones de flujo del pozo. Para mantener unapresión constante en el separador, la cantidad de fluido que sale del separador debe ajustarse lomas cercano posible a la que entra.La presión del separador esta directamente aplicada al tubo de Bourdon dentro del controlador depresión. Un cambio en la presión del separador deforma el tubo de Bourdon. Esta deformaciónmueve el flapper o lengüeta más cerca o más cerca de la boquilla, causando una fuga de aire. Elcontrolador de presión usa la fuga de aire para abrir o cerrar la válvula de control que regula lapresión en el separador.Un modelo de controlador simple es aquel en que la válvula de control esta completamente abiertao cerrada, teniendo como consecuencia que la presión de separación fluctúa entre un valormínimo y un valor máximo (Controlador SNAP u ON-OFF). Al contrario del modelo simple, unmodelo más complejo permite fijar la presión de trabajo deseada y utiliza un control de bandaproporcional para ajustar el recorrido de la válvula de control, asegurando una regulación suavede la presión de separación (controlador THROTTLE o PROPORCIONAL).

La banda proporcional es independiente de la presión fijada, pero depende del rango de presióndel tubo de Bourdon. El valor de ajuste de la banda proporcional se expresa en porcentaje,basado en el rango de presión del tubo de Bourdon. Este porcentaje puede variar entre 0% y100%. Por ejemplo, cuando la banda proporcional de un controlador Fisher 4150 estacompletamente cerrada, corresponde a una banda proporcional de aproximadamente 3%.

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

Para estos ejemplos se tienen en cuenta las siguientes consideraciones:

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

• El punto de ajuste deseado para la presión del separador es de 400 psi.

Si la banda proporcional se fija en 50% del rango de 1000 psi del tubo de Bourdon, esto significaque la válvula de control se cerrará totalmente cuando la presión del separador alcanza 150 psi yabrirá totalmente cuando la presión del separador alcanzará 650 psi. En esta programación ancha,el sistema no es muy sensible a las variaciones pequeñas de presión. Se necesitará una granvariación de presión de 250 psi de cualquier lado del valor escogido de 400 psi para cerrar o abrirla válvula.

50% x 1000 psi = 500 psi

500 psi / 2 = 250 psi

400 + 250 = 650 psi400 - 250 = 150 psi

Al contrario, si la banda proporcional se fija a 5% del rango del tubo de Bourdon de 1000 psi, laválvula de control se cerrará completamente cuando la presión del separador alcance 375 psi y seabrirá completamente cuando la presión de separador llegue a 425 psi. Con esta programaciónangosta, el sistema es muy sensible a pequeñas variaciones de presión. El sistema abrirá ocerrará la válvula de control en reacción a una variación relativamente pequeña de 25 psi decualquier lado del valor de ajuste de presión deseado.

5% de 1000 psi = 50 psi

50 psi / 2 = 25 psi400 + 25 = 425 psi400 - 25 = 375 psi

Al momento de fijar la presión en el separador considere lo siguiente:

La presión de calibración de la válvula de seguridad en relación con la presión de operaciónmáxima del separador.

Las condiciones de flujo crítico aguas arriba del equipo.

El valor de la presión minima, necesaria para empujar el crudo fuera del separador hacia lostanques o la línea de producción.

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Controladores Fisher

En la parte superior puede observar la caja de Control (Izquierda), y diagrama esquemático(Derecha) de los controladores de la serie 4100 Z y ZR Wizard I de Fisher.

Analicemos los controladores de las series

4100 Z y ZR Wizard I en una aplicación con unaválvula de contrapresión. Un incremento en elgas de entrada en la vasija de pruebaincrementará la presión en la unidad antes de laválvula de contrapresión. El incremento en lapresión también entrará en el tubo Bourdon dellado de la presión estática en el medidor degas, el tubo Bourdon querrá mantener unarelativamente estable presión estática cuandose fluye el pozo.

Cuando la presión entra al tubo Bourdon, estetratará de enderezarse (El camino de menorresistencia es viajar en una línea recta), y estaacción causará que la lengüeta (Flapper) giresobre el borde ajustable del fulcrum, forzando lalengüeta lejos de la boquilla.

Esquema de Operación de controlador con Válvula de Contrapresión

El gas combustible o medio de operación en el ensamble de la boquilla será enviadodirectamente al venteo de esta, a medida que la lengüeta se aleje. La presión del gas combustibledisminuirá en el diafragma del actuador, y la tensión del resorte favorecerá a la presión deldiafragma para abrir la válvula; esto permitirá mayor salida de gas hacia el quemador.

Cuando el gas del pozo disminuye, la configuración en el ajuste de presión tratará de mantener lapresión en la vasija, haciendo lo contrario y cerrando la válvula de contrapresión.

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10 ORDEN Y LIMPIEZA

Nuestra apariencia general causa una gran impresión sobre las personas que nos encontramos.Si intentamos impresionar a alguien, generalmente nos ponemos presentables, y tratamos dedecir las cosas de la manera correcta para causar una reacción positiva.

En nuestro trabajo, sucede lo mismo. Tratamos de impresionar al representante de la compañíaen una locación de pozo, o al siguiente nivel de supervisión, para crear una reacción positiva. Elsupervisor quiere asegurar que el trabajo vaya tan bien como sea posible, y si se presenta algúnproblema, que este se maneje con profesionalismo.

Durante la operación en el pozo, el mantenimiento del equipo es primordial, y el orden es una granparte de mantener las apariencias. Cuando el equipo, la locación, y usted permanecenpresentables, la posibilidad de que un cliente repita NO esta garantizada, pero las posibilidades seincrementan.

El supervisor confía en que su cuadrilla conserve en buenas condiciones el equipo. El supervisortiene la responsabilidad de mantener las operaciones en locación y otros asuntos de logística. Laresponsabilidad del operador/ayudante es casi la misma que la de un supervisor. La cuadrilla debetrabajar unida para dar una buena impresión.

El orden y la limpieza involucran:

Asegurar que la locación esté libre de desorden y suciedad.Mantener el aseo de los vehículosMantener el equipo limpio, presentable, y bien organizado para el trabajo.Mantener las herramientas limpias y bien organizadas para trabajar.Identificar los riegos y corregir estosMantener un seguimiento de los consumibles en la locación

Asistir en la reparación y mantenimiento del equipo

Desorden, Suciedad y Basura

En algunas regiones, el impacto ambiental es un aspecto significativo mientras que en otras no. Sihay recipientes de basura disponibles, asegúrese que los materiales apropiados vayan a susrespectivos contenedores.

Metales Aceites

Papel/CartónBasura en general

Mantener el aseo de los Vehículos

Mantener el aseo de los vehículos es muy importante. Es también un desafío porque el ambienteen el que trabajamos involucra lodo, mugre, polvo, arena, lluvia, nieve, etc. Si dedicamos tiempo

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a mantener el aseo de los vehículos, damos una buena impresión. Mas importante, si esta aseadoun vehiculo, será más probable que notemos los pequeños problemas antes que ocurran losgrandes.

Revise los vehículos por:

Signos de daño visibleLlanta Baja/Llanta pinchadaFluido que fuga bajo los vehículosNivel de AceiteNivel de CombustibleNivel de líquido de TransmisiónManejo de la cargaSeguridad de las cajas de herramientas

Equipo Limpio y Presentable

Igual que los vehículos, la importancia de un equipo limpio no puede ser enfatizada lo suficiente.¡…impresión, impresión, impresión!

Revise:

Signos de daño visibleLlanta Baja/Llanta pinchada, si es portátilFugas en válvulas, bridas, etc.Conexiones/equipos flojos o sueltosRiesgos

Aseo General interno y externoHerramientas organizadasContenedores de muestras y otros químicos organizados

Asegúrese que al área de oficina se le haya suministrado:

PapelTablas y Cartas de registroLapiceros/LápicesTrapos

Almohadillas AbsorbentesCombustible y aceite, si aplica

Suministros de agua/caféSuministros de limpiezaToallas de PapelPapel higiénico, etc.

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Herramientas

Las herramientas usadas en un trabajo deben estar disponibles y ser confiables. Mantenga lasherramientas organizadas e inspecciónelas para verificar:

Daños VisiblesFuncionalidadOxidación y corrosión (Remover esta si esta presente)

AseoLubricación, si aplicaRiesgos potenciales (Cabeza de mazo achatada, Destornillador astillado, dientesdesgastados en una llave para tubo, etc.)

Identificación de Riesgos

Identificar y corregir los riesgos juega una parte primordial en la seguridad de la locación engeneral. ¡Permanezca vigilante! Los riesgos pueden no ser detectados por muchos, pero solo senecesita un par de ojos para ver e indicar el riesgo.

Consumibles

Dependiendo del tamaño de la operación en locación, los consumibles tendrán que sermonitoreados. Algunos consumibles:

Combustibles AceitesInhibidores de Corrosión, metanol, etc.Correas de ventiladoresFiltros

Reparación y Mantenimiento de Equipo

Para ayudar a prevenir la falla de equipo e incrementar su longevidad, se debe realizar unmantenimiento regular. Si la rutina de mantenimiento no se conoce, pregunte como proceder.

Cuando un equipo falla, y su uso es inevitable, será necesario asistir en la reparación del equipo.El hecho que usted no conozca mucho del equipo, no lo excusa de ayudar.

¡QUÉDESE ALLÍ Y APRENDA!

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11 LIDERAZGO Y ETICA EN EL TRABAJO

Liderazgo: la habilidad para influenciar a los otros (seguidores) hacia una meta deseada. Lahabilidad para influenciar a otros es lo que define al tipo de líderes que somos.

El liderazgo natural es una habilidad que la mayoría de las personas no tiene. Aunque el liderazgoesta ligado a responsabilidad, la mayoría de las personas son reacias a tomar estaresponsabilidad cuando se presenta la oportunidad. La mayoría de las personas están másdispuestas a seguir o aceptar indicaciones que hacerse responsable por acciones fallidas.

Liderazgo Potencial: habilidad para liderarLiderazgo Actual: da las guías e indicaciones

Como un niño en un círculo de amigos, nos atreveríamos a hacer las cosas. Los líderes tomaríanel desafío y los seguidores pensarían que fue una locura.

La mayoría de las personas puede estar programada o enseñada a dirigir por experiencia yejemplo. La habilidad para liderar se adquirirá, y la prudencia ganada es usada para influenciar lasnuevas generaciones. Los líderes pueden influenciar a las personas para que obedezcan. Losgrupos religiosos, militares, o políticos son grandes grupos que afectan a las masas.

Los líderes son capaces de:

• Inspirar y motivas a otros a través de habilidad y conocimiento

• Influenciar comportamientos y actitudes

• Promover el pensamiento (Iniciativa)• Guiar por el ejemplo• Priorizar actividades

• Trabajar bien con otros

• Mostrar optimismo

• Escuchar a los otros

• Considerar las necesidades de los individuos

• Recompensar y dar elogios

La influencia de un líder necesita un punto focal, una visión, o una misión a la cual dirigir a laspersonas, cosas que estas quieren creer o de las cuales quiere ser parte. Un líder desarrollará

una cultura, un ambiente positivo que tiene consistencia con el enfoque de este.El carisma y la personalidad juegan un papel importante para influenciar a los otros, ya sea conbuenas o malas intenciones. Este poder incrementa la popularidad del individuo a un punto dondelas personas querrán estar alrededor de esta persona para aumentar su propia popularidad.Cuando esta cultura es establecida, los no seguidores, o no creyentes serán eludidos, ydesplazados del grupo.

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La tendencia de los seguidores es a: Hacer lo que el líder inspecciona, no lo que el líder espera . Así, como líder, es necesario revisar el progreso del personal a su cargo.

A menudo el líder encontrará errores en el trabajo o en las actitudes para el trabajo, a veces sinimportancia y otras veces graves. Un líder debe:

Lograr el control de la situaciónReunir los hechosImplementar acciones correctivas

Los líderes encontraran las maneras para criticar constructivamente al personal cuando seimplementa una acción correctiva. La mayoría de las personas sabe cuando a cometido un error.Encuentre los hechos, no las fallas de la situación. Un refuerzo positivo tendrá un efecto mayor enlos miembros de la cuadrilla que un refuerzo negativo.

Debemos entender que no todos pueden trabajar juntos en armonía todo el tiempo. Una diferenciade personalidades es inevitable, y es los que nos hace únicos, nos da nuestra individualidad.

Respete las opiniones o puntos de vista de las otras personas, es posible cometer equivocaciones

(errar es humano). Todos cometemos errores. No nos gusta admitir nuestros errores. La tendenciade las personas es a culpar a los otros.

Los líderes cometen errores al igual que los todos, pero un verdadero líder asume laresponsabilidad por todos los errores, o acciones que ocurran bajo su mando.

Intimidación: influenciar a través del miedo. El liderazgo no debería ser realizado usando tácticasde miedo. Esto creará rencor en las masas, grupos o cuadrilla. La intimidación no crea una culturade trabajo positiva, porque:

• Las necesidades individuales no serán consideradas

• Se detendrá el proceso del pensamiento y de ideas nuevas (El intimidador robará sus

ideas)• La moral será baja

• El castigo será severo cuando se comete un error

Los intimidadores serán considerados como un matón o un dictador, y probablemente nunca serárespetado. Los intimidadores eventualmente caen del poder, y entonces son evitados por elpersonal que ellos tenían a su cargo.

Ética en el Trabajo: es la forma en que trabajamos. El personal con buena ética de trabajoreacciona ante una indicación como una oportunidad para mostrar sus habilidades alsupervisor/líder.

Los supervisores evaluaran su ética de trabajo y harán recomendaciones para mejorar suposición de acuerdo a su buen merito.

Un operador con una buena ética de trabajo:

• Muestra una actitud positiva, y confiable, pero hace preguntas cuando tiene dudas.

• Vela por las necesidades del cliente (cuando son razonables)

• Trabaja de manera segura

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• Trabaja bajo presión

• Actúa profesionalmente

• Mantiene su área de trabajo bien ordenado, y está listo para salir.• Es organizado con la rutina diaria.

• Respeta el equipo a través del mantenimiento, el aseo y los parámetros de operación.• Transmite la información a su supervisor y a su cambio de turno.

• Demuestra interés en obtener mas conocimiento

• Se mantiene ocupado, aun cuando la carga de trabajo parece baja.

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12 RELACIONES CON EL CLIENTE

Cuando trate con los clientes, es importante causar una impresión positiva. Si es un nuevo cliente,recuerde, “Usted solo tiene una oportunidad para causar una buena primera impresión”. El causaruna buena impresión hará el trabajo más agradable.

Es difícil anticiparse a lo que el cliente querrá. Una buena relación con el cliente se puedeestablecer:

Causando una impresión positiva con su apariencia y acciones.Saludando al cliente, con confianza (Estrecha su mano, sonreír y mirarlo a losojos)Preguntando el lugar de ubicación del equipo (¿Cuales son las necesidades delcliente?)

Comunicándose de manera oportunaMostrando interés en el progreso del pozoSiendo conocedor del lenguaje ordinarioEvitando la confrontación con el cliente, otros servicios, y su propia cuadrillaManteniendo la documentación y notas tan actualizadas como sea posibleRespetando el alojamiento del cliente en la locación; tocando antes de entrar yquitándose las botas sucias de lodo.Ofreciendo asistencia cuando sea requerida

Desafortunadamente, usted puede realizar el mejor trabajo siempre (en su propia mente) y alterminar encontrar un cliente insatisfecho. El problema se centra en el desarrollo de la relación conel cliente y como esta relación es manejada a través de todo el trabajo.

Póngase en los zapatos del cliente y empezará a establecer buenas relaciones con este.

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13 TRABAJOS NOCTURNOS

Las siguientes recomendaciones aplican a las operaciones nocturnas en áreas donde unciclo normal día/noche ocurre en un período de 24 hrs:

1. Ningún trabajo de prueba nocturno será iniciado por una cuadrilla que haya tenidomenos de 8 hrs. de descanso en las últimas 24 hrs.

2. No se iniciará ningún flujo de primera vez (hidrocarburos) a través del equipo superficialdespués de oscurecer.

Las excepciones a esta regla deben ser aprobadas por Gerente de Operaciones.

3. Los trabajos con presión establecida (el pozo es limpiado y estabilizado) puede sercontinuado después de oscurecer con tal que esté disponible una iluminaciónadecuada para iluminar todas las áreas posibles en donde se podrían desarrollar fugas,todas las áreas donde los controles remotos están ubicados y las rutas de escapeadecuadas lejos del cabezal. Los procedimientos locales para tales trabajos deben serconvenidos de antemano con los representantes del cliente y procurar iluminaciónadicional según sea requerida.

4. Las pruebas de producción u otras operaciones de reparación sin instalacionespermanentes o plataformas de perforación están prohibidas durante las horas deoscuridad. El Gerente de Operaciones en la locación puede aprobar una excepción contal que se complete una evaluación de riesgo con el formato de “AST” (análisis deseguridad en el trabajo). Para operaciones en alta latitud donde los períodos de luzdiurna podrán ser muy cortos o no existentes, un procedimiento específico debe serestablecido por el Gerente de Operaciones correspondiente, con base en el principio de“iluminación adecuada”.

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APENDICE

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Tabla de Corrección APIpor Temperatura

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Temp.

Observada

º F

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19

50 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.6 18.6 19.6

51 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5 19.5

52 10.4 11.4 12.4 13.4 14.4 15.4 16.4 17.4 18.5 19.5

53 10.4 11.4 12.4 13.4 14.4 15.4 16.4 17.4 18.4 19.4

54 10.3 11.3 12.3 13.3 14.3 15.3 16.3 17.3 18.3 19.3

55 10.2 11.3 12.3 13.3 14.3 15.3 16.3 17.3 18.3 19.3

56 10.2 11.2 12.2 13.2 14.2 15.2 16.2 17.2 18.2 19.2

57 10.1 11.2 12.2 13.2 14.2 15.2 16.2 17.2 18.2 19.2

58 10.1 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1 17.1 18.1 19.1

59 10.0 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1 17.1 18.1 19.1

60 10.0 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 17.0 18.0 19.0

61 10.0 10.9 11.9 12.9 13.9 14.9 16.0 16.9 17.9 18.9

62 9.9 10.8 11.9 12.9 13.9 14.9 15.9 16.9 17.9 18.9

63 9.9 10.8 11.8 12.8 13.8 14.8 15.8 16.8 17.8 18.864 9.8 10.8 11.8 12.8 13.8 14.8 15.8 16.8 17.8 18.8

65 9.8 10.7 11.7 12.7 13.7 14.7 15.7 16.7 17.7 18.7

66 9.7 10.7 11.7 12.7 13.7 14.7 15.7 16.7 17.7 18.7

67 9.7 10.6 11.6 12.6 13.6 14.6 15.6 16.6 17.6 18.6

68 9.6 10.6 11.6 12.6 13.6 14.6 15.6 16.6 17.6 18.5

69 9.6 10.6 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.5 18.5

70 9.5 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.4 18.4

71 9.5 10.4 11.4 12.4 13.4 14.4 15.4 16.4 17.4 18.4

72 9.4 10.4 11.4 12.4 13.4 14.4 15.4 16.3 17.3 18.3

73 9.4 10.3 11.3 12.3 13.3 14.3 15.3 16.3 17.3 18.3

74 9.3 10.3 11.3 12.3 13.3 14.3 15.2 16.2 17.2 18.2

75 9.3 10.2 11.2 12.2 13.2 14.2 15.2 16.2 17.2 18.2

76 9.2 10.2 11.2 12.2 13.2 14.2 15.1 16.1 17.1 18.1

77 9.2 10.2 11.1 12.1 13.1 14.1 15.1 16.1 17.1 18.0

78 9.1 10.1 11.1 12.1 13.1 14.0 15.0 16.0 17.0 18.0

79 9.1 10.1 11.0 12.0 13.0 14.0 15.0 16.0 17.0 17.9

80 9.0 10.0 11.0 12.0 13.0 13.9 14.9 15.9 16.9 17.9

81 9.0 10.0 10.9 11.9 12.9 13.9 14.9 15.9 16.8 17.8

82 8.9 9.9 10.9 11.9 12.9 13.8 14.8 15.8 16.8 17.8

83 8.9 9.9 10.8 11.8 12.8 13.8 14.8 15.8 16.7 17.7

84 8.8 9.8 10.8 11.8 12.8 13.7 14.7 15.7 16.7 17.7

85 8.8 9.8 10.7 11.7 12.7 13.7 14.7 15.6 16.6 17.6

86 8.7 9.7 10.7 11.7 12.7 13.6 14.6 15.6 16.6 17.5

87 8.7 9.7 10.6 11.6 12.6 13.6 14.6 15.5 16.5 17.5

88 8.6 9.6 10.6 11.6 12.5 13.5 14.5 15.5 16.5 17.4

89 8.6 9.6 10.5 11.5 12.5 13.5 14.5 15.4 16.4 17.4

90 8.5 9.5 10.5 11.5 12.4 13.4 14.4 15.4 16.4 17.3

91 8.5 9.5 10.4 11.4 12.4 13.4 14.3 15.3 16.3 17.3

92 8.4 9.4 10.4 11.4 12.3 13.3 14.3 15.3 16.2 17.293 8.4 9.4 10.3 11.3 12.3 13.3 14.2 15.2 16.2 17.2

94 8.4 9.3 10.3 11.3 12.2 13.2 14.2 15.2 16.1 17.1

95 8.3 9.3 10.2 11.2 12.2 13.2 14.1 15.1 16.1 17.1

96 8.3 9.2 10.2 11.2 12.1 13.1 14.1 15.1 16.0 17.0

97 8.2 9.2 10.2 11.1 12.1 13.1 14.0 15.0 16.0 17.0

98 8.2 9.1 10.1 11.1 12.0 13.0 14.0 15.0 15.9 16.9

99 8.1 9.1 10.1 11.0 12.0 13.0 13.9 14.9 15.9 16.8

100 8.1 9.0 10.0 11.0 11.9 12.9 13.9 14.9 15.8 16.8

Gravedad API @ 60oF POR TEMPERATURA

CORRECCION DE GRAVEDAD API Reducción de

Gravedad API a Temperatura Observada

Gravedad API Correspondiente a 60 º F

Manual SWT- Introductorio a Nivel 1(Rev. 1)


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Temp.

Observada

º F

10 11 12 13 14 15 16 17 18 19





100 8.1 9.0 10.0 11.0 11.9 12.9 13.9 14.9 15.8 16.8

101 8.0 9.0 10.0 10.9 11.9 12.9 13.8 14.8 15.8 16.7

102 8.0 8.9 9.9 10.9 11.8 12.8 13.8 14.7 15.7 16.7

103 7.9 8.9 9.9 10.8 11.8 12.8 13.7 14.7 15.7 16.6

104 7.9 8.8 9.8 10.8 11.7 12.7 13.7 14.6 15.6 16.6

105 7.8 8.8 9.8 10.7 11.7 12.7 13.6 14.6 15.6 16.5

106 7.8 8.8 9.7 10.7 11.6 12.6 13.6 14.5 15.5 16.5

107 7.7 8.7 9.7 10.6 11.6 12.6 13.5 14.5 15.5 16.4

108 7.7 8.7 9.6 10.6 11.5 12.5 13.5 14.4 15.4 16.4

109 7.6 8.6 9.6 10.5 11.5 12.5 13.4 14.4 15.3 16.3

110 7.6 8.6 9.5 10.5 11.5 12.4 13.4 14.3 15.3 16.3

111 7.6 8.5 9.5 10.4 11.4 12.4 13.3 14.3 15.2 16.2

112 7.5 8.5 9.4 10.4 11.4 12.3 13.3 14.2 15.2 16.1

113 7.5 8.4 9.4 10.3 11.3 12.3 13.2 14.2 15.1 16.1114 7.4 8.4 9.3 10.3 11.3 12.2 13.2 14.1 15.1 16.0

115 7.4 8.3 9.3 10.2 11.2 12.2 13.1 14.1 15.0 16.0

116 7.3 8.3 9.2 10.2 11.2 12.1 13.1 14.0 15.0 15.9

117 7.3 8.2 9.2 10.2 11.1 12.1 13.0 14.0 14.9 15.9

118 7.2 8.2 9.1 10.1 11.1 12.0 13.0 13.9 14.9 15.8

119 7.2 8.1 9.1 10.1 11.0 12.0 12.9 13.9 14.8 15.8

120 7.1 8.1 9.1 10.0 11.0 11.9 12.9 13.8 14.8 15.7

121 7.1 8.1 9.0 10.0 10.9 11.9 12.8 13.8 14.7 15.7

122 7.0 8.0 9.0 9.9 10.9 11.8 12.8 13.7 14.7 15.6

123 7.0 8.0 8.9 9.9 10.8 11.8 12.7 13.7 14.6 15.6

124 7.0 7.9 8.9 9.8 10.8 11.7 12.7 13.6 14.6 15.5

125 6.9 7.9 8.8 9.8 10.7 11.7 12.6 13.6 14.5 15.5

126 6.9 7.8 8.8 9.7 10.7 11.6 12.6 13.5 14.5 15.4

127 6.8 7.8 8.7 9.7 10.6 11.6 12.5 13.5 14.4 15.4

128 6.8 7.7 8.7 9.6 10.6 11.5 12.5 13.4 14.4 15.3

129 6.7 7.7 8.6 9.6 10.5 11.5 12.4 13.4 14.3 15.3

130 6.7 7.6 8.6 9.5 10.5 11.4 12.4 13.3 14.3 15.2

131 6.6 7.6 8.5 9.5 10.4 11.4 12.3 13.3 14.2 15.2

132 6.6 7.5 8.5 9.4 10.4 11.3 12.3 13.2 14.2 15.1

133 6.5 7.5 8.4 9.4 10.3 11.3 12.2 13.2 14.1 15.1

134 6.5 7.4 8.4 9.3 10.3 11.2 12.2 13.1 14.1 15.0

135 6.5 7.4 8.4 9.3 10.2 11.2 12.1 13.1 14.0 15.0

136 6.4 7.4 8.3 9.3 10.2 11.1 12.1 13.0 14.0 14.9

137 6.4 7.3 8.3 9.2 10.2 11.1 12.0 13.0 13.9 14.9

138 6.3 7.3 8.2 9.2 10.1 11.0 12.0 12.9 13.9 14.8

139 6.3 7.2 8.2 9.1 10.1 11.0 11.9 12.9 13.8 14.8

140 6.2 7.2 8.1 9.1 10.0 11.0 11.9 12.8 13.8 14.7

141 6.2 7.1 8.1 9.0 10.0 10.9 11.8 12.8 13.7 14.7

142 6.1 7.1 8.0 9.0 9.9 10.9 11.8 12.7 13.7 14.6143 6.1 7.0 8.0 8.9 9.9 10.8 11.7 12.7 13.6 14.5

144 6.0 7.0 7.9 8.9 9.8 10.8 11.7 12.6 13.6 14.5

145 6.0 6.9 7.9 8.8 9.8 10.7 11.6 12.6 13.5 14.4

146 6.0 6.9 7.8 8.8 9.7 10.7 11.6 12.5 13.5 14.4

147 5.9 6.9 7.8 8.7 9.7 10.6 11.6 12.5 13.4 14.3

148 5.9 6.8 7.8 8.7 9.6 10.6 11.5 12.4 13.4 14.3

149 5.8 6.8 7.7 8.6 9.6 10.5 11.5 12.4 13.3 14.2

150 5.8 6.7 7.7 8.6 9.5 10.5 11.4 12.3 13.3 14.2



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Temp.

Observada

º F

20 21 22 23 24 25 26 27 28 29

50 20.6 21.6 22.6 23.6 24.6 25.6 26.6 27.6 28.6 29.7

51 20.5 21.5 22.5 23.5 24.6 25.6 26.6 27.6 28.6 29.6

52 20.5 21.5 22.5 23.5 24.5 25.5 26.5 27.5 28.5 29.5

53 20.4 21.4 22.4 23.4 24.4 25.4 26.4 27.4 28.5 29.5

54 20.3 21.4 22.4 23.4 24.4 25.4 26.4 27.4 28.4 29.4

55 20.3 21.3 22.3 23.3 24.3 25.3 26.3 27.3 28.3 29.3

56 20.2 21.2 22.2 23.2 24.2 25.2 26.3 27.3 28.3 29.3

57 20.2 21.2 22.2 23.2 24.2 25.2 26.2 27.2 28.2 29.2

58 20.1 21.1 22.1 23.1 24.1 25.1 26.1 27.1 28.1 29.1

59 20.1 21.1 22.1 23.1 24.1 25.1 26.1 27.1 28.1 29.1

60 20.0 21.0 22.0 23.0 24.0 25.0 26.0 27.0 28.0 29.0

61 20.0 21.0 21.9 22.9 23.9 24.9 25.9 26.9 27.9 28.9

62 19.9 20.9 21.9 22.9 23.9 24.9 25.9 26.9 27.9 28.9

63 19.8 20.8 21.8 22.8 23.8 24.8 25.8 26.8 27.8 28.864 19.8 20.8 21.8 22.8 23.8 24.8 25.8 26.7 27.7 28.7

65 19.7 20.7 21.7 22.7 23.7 24.7 25.7 26.7 27.7 28.7

66 19.7 20.7 21.6 22.6 23.6 24.6 25.6 26.6 27.6 28.6

67 19.6 20.6 21.6 22.6 23.6 24.6 25.6 26.6 27.6 28.5

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69 19.5 20.5 21.5 22.5 23.5 24.4 25.4 26.4 27.4 28.4

70 19.4 20.4 21.4 22.4 23.4 24.4 25.4 26.4 27.4 28.3

71 19.4 20.4 21.4 22.3 23.3 24.3 25.3 26.3 27.3 28.3

72 19.3 20.3 21.3 22.3 23.3 24.3 25.3 26.2 27.2 28.2

73 19.3 20.2 21.2 22.2 23.2 24.2 25.2 26.2 27.2 28.2

74 19.2 20.2 21.2 22.2 23.2 24.1 25.1 26.1 27.1 28.1

75 19.1 20.1 21.1 22.1 23.1 24.1 25.1 26.1 27.0 28.0

76 19.1 20.1 21.1 22.0 23.0 24.0 25.0 26.0 27.0 28.0

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78 19.0 20.0 20.9 21.9 22.9 23.9 24.9 25.9 26.9 27.8

79 18.9 19.9 20.9 21.9 22.9 23.8 24.8 25.8 26.8 28.8

80 18.9 19.8 20.8 21.8 22.8 23.8 24.8 25.7 26.7 27.7

81 18.8 19.8 20.8 21.8 22.7 23.7 24.7 25.7 26.7 27.6

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99 17.8 18.8 19.7 20.7 21.7 22.7 23.6 24.6 25.6 26.5

100 17.8 18.7 19.7 20.7 21.6 22.6 23.6 24.5 25.5 26.5







7/24/2019 Manual WT


Temp.

Observada

º F

20 21 22 23 24 25 26 27 28 29





100 17.8 18.7 19.7 20.7 21.6 22.6 23.6 24.5 25.5 26.5

101 17.7 18.7 19.6 20.6 21.6 22.5 23.5 24.5 25.4 26.4

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104 17.5 18.5 19.5 20.4 21.4 22.4 23.3 24.3 25.3 26.2

105 17.5 18.4 19.4 20.4 21.3 22.3 23.3 24.2 25.2 26.1

106 17.4 18.4 19.4 20.3 21.3 22.2 23.2 24.2 25.1 26.1

107 17.4 18.3 19.3 20.3 21.2 22.2 23.1 24.1 25.1 26.0

108 17.3 18.3 19.2 20.2 21.2 22.1 23.1 24.0 25.0 26.0

109 17.3 18.2 19.2 20.2 21.1 22.1 23.0 24.0 24.9 25.9

110 17.2 18.2 19.1 20.1 21.1 22.0 23.0 23.9 24.9 25.8

111 17.2 18.1 19.1 20.0 21.0 22.0 22.9 23.9 24.8 25.8

112 17.1 18.1 19.0 20.0 20.9 21.9 22.9 23.8 24.8 25.7

113 17.1 18.0 19.0 19.9 20.9 21.8 22.8 23.8 24.7 25.7114 17.0 18.0 18.9 19.9 20.8 21.8 22.7 23.7 24.6 25.6

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117 16.8 17.8 18.8 19.7 20.7 21.6 22.6 23.5 24.5 25.4

118 16.8 17.7 18.7 19.6 20.6 21.6 22.5 23.5 24.4 25.4

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126 16.4 17.3 18.3 19.2 20.2 21.1 22.0 23.0 23.9 24.9

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130 16.2 17.1 18.0 19.0 19.9 20.9 21.8 22.8 23.7 24.6

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135 15.9 16.8 17.8 18.7 19.7 20.6 21.5 22.5 23.4 24.3

136 15.8 16.8 17.7 18.7 19.6 20.5 21.5 22.4 23.3 24.3

137 15.8 16.7 17.7 18.6 19.5 20.5 21.4 22.4 23.3 24.2

138 15.7 16.7 17.6 18.6 19.5 20.4 21.4 22.3 23.2 24.2

139 15.7 16.6 17.6 18.5 19.4 20.4 21.3 22.2 23.2 24.1

140 15.6 16.6 17.5 18.4 19.4 20.3 21.2 22.2 23.1 24.0

141 15.6 16.5 17.5 18.4 19.3 20.3 21.2 22.1 23.1 24.0

142 15.5 16.5 17.4 18.3 19.3 20.2 21.1 22.1 23.0 23.9143 15.5 16.4 17.4 18.3 19.2 20.1 21.1 22.0 22.9 23.9

144 15.4 16.4 17.3 18.2 19.2 20.1 21.0 22.0 22.9 23.8

145 15.4 16.3 17.3 18.2 19.1 20.0 21.0 21.9 22.8 23.8

146 15.3 16.3 17.2 18.1 19.1 20.0 20.9 21.8 22.8 23.7

147 15.3 16.2 17.1 18.1 19.0 19.9 20.9 21.8 22.7 23.6

148 15.2 16.2 17.1 18.0 18.9 19.9 20.8 21.7 22.7 23.6

149 15.2 16.1 17.0 18.0 18.9 19.8 20.7 21.7 22.6 23.5

150 15.1 16.1 17.0 17.9 18.8 19.8 20.7 21.6 22.5 23.5



7/24/2019 Manual WT


Temp.

Observada

º F

30 31 32 33 34 35 36 37 38 39

50 30.7 31.7 32.7 33.7 34.7 35.7 36.7 37.8 38.8 39.8

51 30.6 31.6 32.6 33.6 34.6 35.7 36.7 37.7 38.7 39.7

52 30.5 31.5 32.6 33.6 34.6 35.6 36.6 37.6 38.6 39.6

53 30.5 31.5 32.5 33.5 34.5 35.5 36.5 37.5 38.5 39.5

54 30.4 31.4 32.4 33.4 34.4 35.4 36.4 37.5 38.5 39.5

55 30.3 31.3 32.3 33.4 34.4 35.4 36.4 37.4 38.4 39.4

56 30.3 31.3 32.3 33.3 34.3 35.3 36.3 37.3 38.3 39.3

57 30.2 31.2 32.2 33.2 34.2 35.2 36.2 37.2 38.2 39.2

58 30.1 31.1 32.1 33.1 34.1 35.1 36.1 37.1 38.2 39.2

59 30.1 31.1 32.1 33.1 34.1 35.1 36.1 37.1 38.1 39.1

60 30.0 31.0 32.0 33.0 34.0 35.0 36.0 37.0 38.0 39.0

61 29.9 30.9 31.9 32.9 33.9 34.9 35.9 36.9 37.9 38.9

62 29.9 30.9 31.9 32.9 33.9 34.9 35.9 36.9 37.8 38.8

63 29.8 30.8 31.8 32.8 33.8 34.8 35.8 36.8 37.8 38.864 29.7 30.7 31.7 32.7 33.7 34.7 35.7 36.7 37.7 38.7

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67 29.5 30.5 31.5 32.5 33.5 34.5 35.5 36.5 37.5 38.5

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94 27.8 28.8 29.7 30.7 31.7 32.6 33.6 34.5 35.5 36.5

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7/24/2019 Manual WT


Temp.

Observada

º F

30 31 32 33 34 35 36 37 38 39





100 27.4 28.4 29.3 30.3 31.3 32.2 33.2 34.1 35.1 36.0

101 27.4 28.3 29.3 30.2 31.2 32.1 33.1 34.0 35.0 35.9

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7/24/2019 Manual WT


Temp.

Observada

º F

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49

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7/24/2019 Manual WT


Temp.

Observada

º F

40 41 42 43 44 45 46 47 48 49





100 37.0 37.9 38.9 39.8 40.7 41.7 42.6 43.6 44.5 45.4

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134 34.6 35.5 36.4 37.3 38.2 39.1 40.0 40.9 41.8 42.7

135 34.5 35.4 36.3 37.2 38.1 39.0 39.9 40.8 41.7 42.6

136 34.4 35.3 36.2 37.1 38.0 38.9 39.8 40.7 41.6 42.5

137 34.4 35.3 36.2 37.1 38.0 38.9 39.8 40.6 41.5 42.4

138 34.3 35.2 36.1 37.0 37.9 38.8 39.7 40.6 41.5 42.3

139 34.2 35.1 36.0 36.9 37.8 38.7 39.6 40.5 41.4 42.3

140 34.1 35.1 36.0 36.9 37.8 38.6 39.5 40.4 41.3 42.2

141 34.1 35.0 35.9 36.8 37.7 38.6 39.5 40.3 41.2 42.1

142 34.0 34.9 35.8 36.7 37.6 38.5 39.4 40.3 41.2 42.0143 33.9 34.8 35.7 36.6 37.5 38.4 39.3 40.2 41.1 42.0

144 33.9 34.8 35.7 36.6 37.5 38.4 39.2 40.1 41.0 41.9

145 33.8 34.7 35.6 36.5 37.4 38.3 39.2 40.0 40.9 41.8

146 33.7 34.6 35.5 36.4 37.3 38.2 39.1 40.0 40.9 41.7

147 33.7 34.6 35.5 36.4 37.2 38.1 39.0 39.9 40.8 41.6

148 33.6 34.5 35.4 36.3 37.2 38.1 38.9 39.8 40.7 41.6

149 33.5 34.4 35.3 36.2 37.1 38.0 38.9 39.8 40.6 41.5

150 33.5 34.4 35.3 36.1 37.0 37.9 38.8 39.7 40.6 41.4



7/24/2019 Manual WT


7/24/2019 Manual WT


Especificaciones Estándar deTubería Weatherford

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WeatherfordPurchase Specification GL-PUR-1006

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Issue Date: February 6, 2009 Page 1 of 27

Flow Line

© 2007 Weatherford International, Inc.

This document i s copyrighted and, whether patentable or non-patentable subject matter, embodies the proprietary and confidential information ofWeatherford. Recipients agree it i s loaned in confidence with the understanding that neither it nor the information in it will be reproduced, used or

disclosed in whole or in part for any purpose except the limited purpose for which it is loaned. This document shall be returned to Weatherford upondemand.

Revision & Approval Record

Revision

Number

Date

Written /Revised

By

Approved By Notes

Tom Bailey

RK Bansal

Jim Stanley1 2/6/2009 D. Vieraitis

Rick Todd

Original Issue

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Procedure Number

1

Revision


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TABLE OF CONTENTS

1

PURPOSE...........................................................................................................................3

2 SCOPE................................................................................................................................3

3

GLOSSARY OF TERMS.....................................................................................................4

4 GENERAL DESIGN CRITERIA ...........................................................................................5

5 MATERIAL SELECTION.....................................................................................................7

5.1 10,000 AND 15,000 PSI MAWP................................................................................................... 7

5.2

5000 PSI

MAWP........................................................................................................................ 7

5.3

3000 PSI MAWP........................................................................................................................ 7

5.4 2000 PSI MAWP........................................................................................................................ 7

5.5 LESS THAN 2000 PSI MAWP ....................................................................................................... 7

6

END CONNECTIONS..........................................................................................................8

6.1 15,000 PSI MAWP..................................................................................................................... 8

6.2 10,000 PSI MAWP..................................................................................................................... 8

6.3 5,000 PSI MAWP....................................................................................................................... 8

6.4 3,000 PSI MAWP....................................................................................................................... 8

6.5 2,000 PSI MAWP....................................................................................................................... 9

6.6 LESS THAN 2,000 PSI MAWP ...................................................................................................... 9

7 COLOR CODE SYSTEM...................................................................................................10

7.1

15,000 PSI................................................................................................................................10 7.2 10,000 PSI................................................................................................................................10

7.3 5000 PSI ..................................................................................................................................10 7.4 2000 PSI ..................................................................................................................................10 7.5 LESS THAN 2000 PSI ..................................................................................................................10

8 FABRICATION STANDARDS............................................................................................11

9

NON-DESTRUCTIVE EXAMINATION AND TESTING .......... ............................................ 12

10

DOCUMENTATION ...........................................................................................................13

11

CAUSES FOR REJECTION..............................................................................................14

12

SPECIFICATION SUMMARY TABLE................................................................................15

APPENDIX A ............................................................................................................................16

APPENDIX B ............................................................................................................................25

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Procedure Number

1

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1 PURPOSE

This specification was formulated to provide design and manufacturing requirements forflow line.

2 SCOPE

This specification shall be used when purchasing new flow line piping, including pipespools, elbows, tees, crossovers, and swivels for use in both onshore and offshoreapplications. Flow line piping is considered loose piping or temporary pipework,interconnecting equipment packages or connecting to or from the wellhead. On-skid

piping is outside the scope of this specification.

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This document i s copyrighted and, whether patentable or non-patentable subject matter, embodies the proprietary and confidential information of

Weatherford. Recipients agree it i s loaned in confidence with the understanding that neither it nor the information in it will be reproduced, used ordisclosed in whole or in part for any purpose except the limited purpose for which it is loaned. This document shall be returned to Weatherford upondemand.

3 GLOSSARY OF TERMS

ANSI American National Standard Institute

ASNT American Society for Non-Destructive Testing

API American Petroleum Institute

ASME American Society of Mechanical Engineers

CE Marking CE Marking is a declaration by the responsible person that a

product conforms to all applicable European Union Directives andthat appropriate conformity assessment procedures have beencompleted.

HAZ Heat Affected Zone

HRC Rockwell C Hardness Scale

MAWP Maximum Allowable Working Pressure

PED Pressure Equipment Directive

PQR Procedure Qualification Record

PSL Product Specification Level

PSV Pressure Safety Valve

NACE National Association of Corrosion Engineers

PWHT Post Weld Heat Treat

RAL An internationally-recognized color system

WPQ Weld Procedure Qualification

WPS Welding Procedure Specification

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4 GENERAL DESIGN CRITERIA

1. Pressure classifications permitted to be manufactured under this specification areANSI Class 150, ANSI Class 300, ANSI Class 600, 2000 psi, 3000 psi, 5000 psi,10,000 psi, and 15,000 psi. No other classifications are allowed.

2. All equipment within this specification shall be suitable for sour service applicationsand conform to the requirements of NACE MR01-75 – latest revision.

3. All pipe work up to and including 5000 psi MAWP shall be fabricated in accordancewith ASME B31.3, API 6A, or API 16C. Product Specification Levels (PSL) shall bePSL 2 for API products up to 5000 psi MAWP and PSL 3 for API products over

5000 psi MAWP.

4. Wall thickness for pipework up to and including 5000 psi MAWP shall be calculatedin accordance ASME B31.3 Chapter II. For pipework greater than 5000 psi MAWPcalculations shall be in accordance with ASME B31.3 Chapter IX.

5. Threaded connections between pipe and end connections are not allowed on pipework >1 inch nominal diameter. An exception to this is Fig 200 or Fig 206 swivelsused in air or nitrogen service. All other pipe work shall be welded or integral.

6. All piping, fitting, orifice plate, spectacle blind and other materials forming part ofthe containment envelope shall be low temperature rated for -20°F, hightemperature rated for +250°F and are to be supplied with charpy impact test data in

accordance with NACE MR 01-75. A lower limit of -50°F shall apply when specifiedin the order.

7. All piping shall be subjected to review/ survey by an Independent Competent Body(IBC) unless excluded at the placement of order. Unless specifically arrangedWeatherford will issue the purchase order for such services direct to the ICB andwill liaise with them accordingly.

8. Where practicable, on all pipe work, up to and including 5000 psi MAWP,compatible materials (i.e. P Group, in accordance with ASME B31.1 Table A)should be welded together thus requiring the use of A350 hub and hammer lugunion end fittings and preventing the need to stress relieve. The use of AISI 4140

and other alloy steels in welded applications is thus only applicable to pipe workwith a working pressure greater than 5000 psi MAWP.

9. Flanged pipe work – ANSI B16.5 raised face flanges shall only be used up to ANSIclass 1500. Above this rating, API 6A RTJ flanges shall be used and they shall be5000, 10,000 or 15,000 psi working pressure rating fitted with RX or BX type ringgaskets as appropriate. All flanges must be weld neck or integral style. Slip-on,lap joint, threaded, or socket welded fittings are not permitted.

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10. Clamp-style hub connections shall be Grayloc® connectors. An exception to this isGrayloc®-to-Cameron hub crossovers for connection to Coflexip hose.

11. All fabricated pipe work – each spool (from mechanical joint to mechanical joint)and crossovers – will be hard stamped, using low stress stamps, with a uniqueserial number issued by the supplier and equipped with a stainless steel sleevehard stamped with the following data:

a) Maximum allowable working pressure (MAWP)b) Date and pressure of hydrotestc) Type of serviced) End connections type and size

e) Weatherford asset number, when requestedf) Minimum allowable wall thicknessg) Design temperature range

Cutting shall be the only means to remove the ID band.

12. Piping components shall be manufactured in accordance with the appropriatestandard detailed in Table 326.1 of ASME B31.3. The manufacturing standard forunlisted piping components shall be agreed between the contracting parties prior tomanufacture.

13. When requested, the manufacturer shall supply CE and PED marked pipe work incompliance with the Pressure Equipment Directive 97/23/EC. For the use of ASME

B31.3 for PED-compliant piping, reference is made to CEN/TR 1459:2004 – Guideto the use of ISO 15649 and ANSI/ ASME B31.3 for piping in Europe in compliancewith the Pressure Equipment Directive.

14. The use of crossovers is acceptable where it is necessary to connect to equipmentoutside the scope of this specification. In all cases, end connections used that arenot listed in Section 6 shall equal or exceed the temperature-pressure ratings ofthe listed end connection and shall be suitable for sour service. Crossovers shallbe painted according to their pressure rating as detailed in Section 7.

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5 MATERIAL SELECTION

5.1 10,000 and 15,000 psi MAWP

Materials shall meet API 6A material class EE. AISI 4130/ 4140 materials in a heat-treated condition to max 22 HRC with matching end fittings (API 6A 75K or equivalent)and with wall thickness as required for working pressure. Stress relieving is mandatoryin such applications. Alternative materials may be selected depending uponapplication. Quenched and tempered materials shall be selected with a temperingtemperature at least 20°C above the PWHT soak temperature detailed in the weldingprocedure specification to be used to join the parts to ensure the integrity of the basematerial following PWHT.

5.2 5000 psi MAWP

2”, 3”, and 4” diameter pipe shall be ASTM A106 Grade B or ASTM A333 Grade 6 XXSpipe (or approved equal) with a minimum yield of 35,000 psi together with applicableA420 WPL6 fittings. 6” pipe shall be API 5LX52 minimum XXS pipe together withapplicable MSS SP 75WHP Y52 fittings. API 6A 60K low carbon end connectionsshall be used – typically AISI 41XX, A350 LF6, or A350 LF2 treated to minimum 60 ksiyield strength.

5.3 3000 psi MAWP

For 2”, 3”, and 4” pipe this standard shall be adopted as per Section 5.2 with aminimum schedule 160 pipe wall thickness. 6” pipe shall be ASTM A106 Grade B orASTM A333 Gr. 6 Schedule 160 minimum.

5.4 2000 psi MAWP

For 2”, 3”, and 4” pipe this standard shall be adopted as per Section 5.2 with aminimum schedule 80 pipe wall thickness. 6” pipe shall be ASTM A106 Grade B orASTM A333 Gr. 6 Schedule 80 minimum.

All loose piping components with hammer unions shall be constructed to meet this

minimum standard for working pressure. Exceptions shall be made for supply air,steam, fuel gas and water supply lines which are a less than 2”.

5.5 Less than 2000 psi MAWP

Piping under this classification is to be used as large diameter flare line. (i.e. >4 inchnominal). This standard shall be adopted per Section 5.2 with a minimum schedule 40pipe wall thickness. All loose piping components with flanged connections shall beconstructed to meet this minimum standard for working pressure. Exceptions shall bemade for supply air, steam, fuel gas and water supply lines which are a less than 2”.

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6 END CONNECTIONS

All end connections are to be either butt weld style or integral. Threaded, slip-on, lap joint,or socket weld fittings are not permitted for use in any pressure classification for lines of 2”or greater (1” or greater for threaded). Flange and Grayloc® end connections areacceptable for all sizes. Where allowed, threaded fittings shall meet the requirements ofASME B16.11.

The following subsections define size boundaries for the use of unionized connections.End connections must meet or exceed temperature-pressure ratings for specified processtemperatures.

Note: Except as detailed in Section 6.3, this specification does not address issues related tomismatched hammer unions, which pose serious threats to pipework integrity and personnelsafety. However, for reference a technical alert is provided in Appendix A so that flowlineusers can make informed decisions about the unions they purchase and develop operationalprocedures to limit the risk of mismatches.

6.1 15,000 psi MAWP

Fig 2202 butt welded hammer unions may be used on piping with a working pressureof 15,000 psi to a maximum of 2” in size. Integral 2202 fittings are permitted up to amaximum of 3”. Non-integral end connections above 2” and all connections above 3”shall be flanged or Grayloc®.

6.2 10,000 psi MAWP

Fig 1502 butt welded hammer unions may be used on piping with a working pressureof 10,000 psi to a maximum of 2” in size. Integral 1502 fittings are permitted up to amaximum of 3”. Non-integral end connections above 2” and all connections above 3”shall be flanged or Grayloc®.

6.3 5,000 psi MAWP

Fig 602 butt weld hammer unions may be used on all loose piping with a workingpressure of 5000 psi to a maximum size of 4”. Above 4”, end connections are to beflanged or Grayloc®.

Note: Figure 602 female subs must be of a type incompatible with Figure 1502 wing nuts.Currently female 602 subs from both FMC and Anson meet this requirement (see AppendixB).

6.4 3,000 psi MAWP

Only flanged or Grayloc® connections may be used on piping with a working pressureof 3000 psi.

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6.5 2,000 psi MAWP

Fig 200 or Fig 206 butt weld hammer unions may be used on piping with a workingpressure of 2000 psi to a maximum size of 4”. Above 4” end connections are to beflanged or Grayloc®. An exception to this is open ended flare lines, which may utilize6” Fig 200 or Fig 206 butt weld hammer unions.

6.6 Less than 2,000 psi MAWP

Flanged connections will be used on all loose piping with a working pressure less than2000 psi.

Exceptions shall be made for supply air, steam, fuel gas and water supply lines which

are a less than 2”.

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7 COLOR CODE SYSTEM

The top coat color of pipe spools, including end connections, shall match the below color code.

When repainting flowline one must ensure the original markings remain intact and clearlylegible.

7.1 15,000 psi

BrownRAL 8008

7.2 10,000 psi

BlueRAL 5002

7.3 5000 psi

RedRAL 3020

7.4 2000 psi

BlackRAL 9005

7.5 Less than 2000 psi

GrayRAL 7004

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Procedure Number

1

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8 FABRICATION STANDARDS

1. All weld procedures (WPS); welding procedure qualification records (PQR) andwelder qualifications (WPQ) shall be in accordance with ASME IX. All proceduresand procedure qualifications to be 3

rd party certified.

2. Where applicable to a new fabricator all such documentation, as outlined inparagraph 1 above, shall be reviewed and approved by Weatherford prior to thecommencement of fabrication. Where not previously historically subject to priorapproval by Weatherford, the fabricator shall also provide a Quality Plan (withrespective Third Party Survey or Weatherford Surveyor hold points) and a

documentation check list.

3. All welding/fabrication shall be in accordance with ASME B31.3, API 6A, or API16C as applicable.

4. All materials used shall be free from defects; no repair of defects in tubularproducts will be permitted.

5. All pipe work shall be seamless.

6. All joints 2” and greater shall be full penetration butt welds.

7. All attachment welds on piping should have a weld profile/type suitable for the

rated MAWP.

8. No backing rings on welds are permitted.

9. Components having different internal diameters shall be internally bevelled to forma smooth transition from one internal diameter to the other.

10. All welds will be stamped with the welder I.D. All such stamping shall be carriedout with a low stress stamp. All weld numbers are to be indicated on a weld map.

11. Only low hydrogen electrodes, in accordance with the respective WPS, shall beused. The following electrodes shall not be used on pressure piping.

E7014 E6020 E6012 E7027E7024 E7020 E6013

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9 NON-DESTRUCTIVE EXAMINATION AND TESTING

1. All NDE (Radiography, UT, MPI or dye penetrant) shall be carried out inaccordance with ASME V, applicable chapters. Hardness testing shall be carriedout to the requirements for NACE MR01-75 and ASME B31.3 paragraph 331.1.7where applicable.

2. All personnel performing NDE will be certified to ASNTC/PCN Level 2 or CGSBLevel 2 as a minimum (CGSB Level 2 is the required minimum in Canada). All NDEreports where applicable shall be interpreted by ASNTC/PCN Level 2 or CGSBlevel 2 qualified personnel. Equivalent local codes may also be accepted.

3. The following levels of NDE are required.a) All full penetration welds shall receive 100% radiography as per ASME B31.3Table 341.3.2 Severe Cyclic Conditions.

b) All fillet attachment welds are to be subjected to 100% MPI examination as perASME B31.3 Table 341.3.2 Severe Cyclic Conditions.

c) All welds that incorporate AISI 4130 parent material will receive 10% hardnesstesting (batch heat treated) or 100% hardness testing (locally heat treated)across the joint. Across the joint means parent material/ HAZ/ weld/ HAZ/parent material with parent material being a minimum of ½” from the weld andHAZ being as close to the edge of the weld as practicable. Hardness valuesshall meet the requirements of the latest edition of NACE MR 01-75. Allhardness readings shall be correlated back and reported to Rockwell C (HRC).

d) Visual inspection by Weatherford quality control

e) All pipe work shall be hydrostatically tested in accordance with the relevantdesign standard (ASME B31.3, API 6A, or API 16C).

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10 DOCUMENTATION

The data book/ documentation package shall contain:

1. Spool drawings indicating complete operating map and dimensions that can alsobe used as a weld map where applicable.

2. Table of minimum allowable wall thicknesses of each part number included in anassembly.

3. Verified, true copies of Material Test Certificates in accordance with BS EN 10204Type 3.1 or as otherwise specified.

4. Each Material Test Certificate shall have a unique number per piece involved in anassembly. The drawing number and part number of each piece of the assemblyshall be listed on that Material Test Certificate.

5. WPS, PQR, WPQ for all specified procedures and welders used on the project.

6. All non-destructive test reports detailing a statement of compliance with thefabrication specification(s) and radiographs as applicable, with inspectorqualification records.

7. All heat treatment reports and charts detailing a statement of compliance with thefabrication specification(s).

8. All hardness test reports detailing a statement of compliance with the fabricationspecification(s).

9. All Hydrostatic Test Reports detailing a statement of compliance with thefabrication specification(s), and original charts.

10. Where required, all Third Party/ICB Certificates.

11. A release note / Certificate of Conformity from the Manufacturer containing astatement that the items have been manufactured inspected and tested inaccordance with this specification & ASME B 31.3. It will also contain the Project

Header Reference number detailed on the order. (Note that this is required as wellas ICB or third party release notes / Certificates of Conformity).

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Weatherford. Recipients agree it i s loaned in confidence with the understanding that neither it nor the information in it will be reproduced, used or disc losedin whole or in par t for any purpose except the limited purpose for which it is loaned. This document shall be returned to Weatherford upon demand.

11 CAUSES FOR REJECTION

Weatherford has the right to reject any work, which is not carried out in accordance with thisspecification. All expenses incurred in the correction of rejected work shall be borne by thecontractor.

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APPENDIX A

FMC Technologies Safety and Technical Alert –Avoiding the Dangers of Mismatching Hammer Unions

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APPENDIX B

Modified Figure 602 Unions

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Gráfica para determinar Temperatura deFormación de Hidratos

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DIAGRAMA PARA DETERMINAR TEMPERATURA DE FORMACIONDE HIDRATOS EN PRESENCIA DE H2S Y/O PROPANO

Manual SWT – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Temperatura de Formación de Hidratos

©2009 Weatherford – Derechos Reservados

PRESIÓN x 10- , PSIA

1

2

4

5

DATOS EJEMPLO:

Presión = 1000 PSIA

Grav. Gas = 0.8

H2S = 5%

C3 = 3%

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Factores de Corrección para Cálculode Aceite Neto

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7/24/2019 Manual WT


1400 500 600 700300200100

1

.95

.90

.85

.80

.75

.95

.90

.85

.80

.75

1400

1200

1000

800

600

400

200

0

5

6

4

2

1

3

Gas solubility GOR2 (ft3/bbl of tank oil)

S h r i n

k a g e

f a c t o r ( 1 - S h r ) a t 6 0 o F

S e p a r a t o r

p r e s s u r e

( p s i )

1.0 .95 .90 .85 .80 .75Tank oil

sp. gravity at 60oF

Prediction of Shrinkage Factor (1-Shr) and Gas Solubility GOR2

of Oil Leaving the Separator (from KATZ data)

.

65

Remark:

A more accurate value of GOR2 is obtained when shrinkage

factor (1-Shr) is known by measurement. Read this value

by using lines and directly. For example, if shrinkage

factor at 60oF measured is 1-Shr = 0.844, gas in solution in

the separator oil is GOR2 = 400 ft3/bbl.

Example:

Separator pressure: 800 psi

Stock tank oil specific gravity at 60oF: 0.786

From chart:

Shrinkage factor at 60oF (by drawing lines

Gas still in solution in the oil leaving the separator (by drawing

lines

1

1 2

2 3,

,

and ):

4and ); GOR2 = 350 ft3/bbl

1-Shr = 0.86

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Observed temperature (oF)

k

f a c t o r

k

f a c t o r

k Factor for Reducing Oil Volume to 60oF(From ASTM Tables D1250)

0o1.00

1.01

1.02

1.03

1.04

10o 20o 30o 40o 50o 60o

60o 70o 80o 90o 100o 110o 120o 130o 140o1.0

.99

.98

.97

.96

.95

.94

2

1

110oF

.786.973

.90

.90

.80

.80

.70 .70Specific gravity

60/60o

F

Example:

Specific gravity 60/60oF = 0.786

Oil temperature = 110oF

From chart k = 0.973Observed temperature (oF)

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ºAPI 0.0 0.1 0.2 0.3 0.4 0.5 0.6 0.7 0.8 0.910.00 1.0000 0.9993 0.9986 0.9979 0.9972 0.9965 0.9958 0.9951 0.9944 0.9937

11.00 0.9930 0.9923 1.0680 0.9909 0.9902 0.9895 0.9888 0.9881 0.9874 0.9868

12.00 0.9861 0.9854 1.0680 0.9840 0.9833 0.9826 0.9820 0.9813 0.9806 0.9799

13.00 0.9792 0.9786 1.0681 0.9772 0.9765 0.9759 0.9752 0.9745 0.9738 0.9732

14.00 0.9725 0.9718 1.0682 0.9705 0.9698 0.9692 0.9685 0.9679 0.9672 0.9665

15.00 0.9659 0.9652 1.0682 0.9639 0.9632 0.9626 0.9619 0.9613 0.9606 0.9600

16.00 0.9593 0.9587 1.0683 0.9574 0.9567 0.9561 0.9554 0.9548 0.9541 0.9535

17.00 0.9529 0.9522 1.0683 0.9509 0.9503 0.9497 0.9490 0.9484 0.9478 0.9471

18.00 0.9465 0.9459 1.0684 0.9446 0.9440 0.9433 0.9427 0.9421 0.9415 0.9408

19.00 0.9402 0.9396 1.0684 0.9383 0.9377 0.9371 0.9365 0.9358 0.9352 0.9346

20.00 0.9340 0.9334 1.0685 0.9321 0.9315 0.9309 0.9303 0.9297 0.9291 0.9285

21.00 0.9279 0.9273 1.0685 0.9260 0.9254 0.9248 0.9242 0.9236 0.9230 0.9224

22.00 0.9218 0.9212 1.0686 0.9200 0.9194 0.9188 0.9182 0.9176 0.9170 0.9165

23.00 0.9159 0.9153 1.0686 0.9141 0.9135 0.9129 0.9123 0.9117 0.9111 0.9106

24.00 0.9100 0.9094 1.0687 0.9082 0.9076 0.9071 0.9065 0.9059 0.9053 0.9047

25.00 0.9042 0.9036 1.0687 0.9024 0.9018 0.9013 0.9007 0.9001 0.8996 0.8990

26.00 0.8984 0.8978 1.0687 0.8967 0.8961 0.8956 0.8950 0.8944 0.8939 0.8933

27.00 0.8927 0.8922 1.0688 0.8911 0.8905 0.8899 0.8894 0.8888 0.8883 0.8877

28.00 0.8871 0.8866 1.0688 0.8855 0.8849 0.8844 0.8838 0.8833 0.8827 0.8822

29.00 0.8816 0.8811 1.0689 0.8800 0.8794 0.8789 0.8783 0.8778 0.8772 0.8767

30.00 0.8762 0.8756 1.0689 0.8745 0.8740 0.8735 0.8729 0.8724 0.8718 0.8713

31.00 0.8708 0.8702 1.0690 0.8692 0.8686 0.8681 0.8676 0.8670 0.8665 0.8660

32.00 0.8654 0.8649 1.0690 0.8639 0.8633 0.8628 0.8623 0.8618 0.8612 0.8607

33.00 0.8602 0.8597 1.0691 0.8586 0.8581 0.8576 0.8571 0.8565 0.8560 0.8555

34.00 0.8550 0.8545 1.0691 0.8534 0.8529 0.8524 0.8519 0.8514 0.8509 0.8504

35.00 0.8498 0.8493 1.0691 0.8483 0.8478 0.8473 0.8468 0.8463 0.8458 0.8453

36.00 0.8448 0.8443 1.0692 0.8433 0.8428 0.8423 0.8418 0.8413 0.8408 0.8403

37.00 0.8398 0.8393 1.0692 0.8383 0.8378 0.8373 0.8368 0.8363 0.8358 0.8353

38.00 0.8348 0.8343 1.0693 0.8333 0.8328 0.8324 0.8319 0.8314 0.8309 0.8304

39.00 0.8299 0.8294 1.0693 0.8285 0.8280 0.8275 0.8270 0.8265 0.8260 0.8256

40.00 0.8251 0.8246 1.0693 0.8236 0.8232 0.8227 0.8222 0.8217 0.8212 0.8208

41.00 0.8203 0.8198 1.0694 0.8189 0.8184 0.8179 0.8174 0.8170 0.8165 0.8160

42.00 0.8156 0.8151 1.0694 0.8142 0.8137 0.8132 0.8128 0.8123 0.8118 0.8114

43.00 0.8109 0.8104 1.0695 0.8095 0.8090 0.8086 0.8081 0.8076 0.8072 0.8067

44.00 0.8063 0.8058 1.0695 0.8049 0.8044 0.8040 0.8035 0.8031 0.8026 0.8022

45.00 0.8017 0.8012 1.0695 0.8003 0.7999 0.7994 0.7990 0.7985 0.7981 0.7976

46.00 0.7972 0.7967 1.0696 0.7958 0.7954 0.7949 0.7945 0.7941 0.7936 0.7932

47.00 0.7927 0.7923 1.0696 0.7914 0.7909 0.7905 0.7901 0.7896 0.7892 0.7887

48.00 0.7883 0.7879 1.0696 0.7870 0.7865 0.7861 0.7857 0.7852 0.7848 0.7844

49.00 0.7839 0.7835 1.0697 0.7826 0.7822 0.7818 0.7813 0.7809 0.7805 0.7800

50.00 0.7796 0.7792 1.0697 0.7783 0.7779 0.7775 0.7770 0.7766 0.7762 0.7758

TABLA DE GRAVEDADES ESPECIFICAS PARA DISTINTAS

GRAVEDADES API DEL CRUDO

Manual SWT- Introductorio a Nivel 1(Rev. 1)©2009 Weatherford - Derechos Reservados Pagina 1 de 1

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Tablas para Cálculo de Caudal de Gas

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Manual SWT – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Cálculo de Caudal de Gas


Caudal de Gas con Ecuación Completa

[ ] 24⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅⋅= Pf hwY Fr FpvFgr Ftf FtbFpbFbQ SCFD

Q= Caudal de Gas en pies cúbicos estándar por día (M=Miles, MM=Millones)

Fb= Factor básico de orificio: SCF/hr a 14.73 psia@60 0F. De tablas para Flange Tap, oPipe Tap.

Fpb= Factor de presión base:atmP

.7314, donde Patm es presión atmosférica del área.

Ftb= Factor de temperatura base:520

460 bT +, donde T b es Temperatura base [oF].

(Si Tb es 60 oF, entonces Ftb es 1.00, por lo cual puede ser eliminado).

Ftf = Factor de Temperatura fluyendo: f T +460

520, Tf = Temperatura del medidor [oF]

Fgr= Factor de gravedad especifica:GE

1, GE=Gravedad específica del gas

Fpv= Factor de supercompresibilidad: valor encontrado en grafica

Fr= Factor del número de Reynolds:Pf *hw

b+1 ; b, constante que puede ser

encontrada en tablas.

Y= Factor de Expansión: Encontrado en tablas con la relación Beta yPf

hw.

hw = Presión Diferencial [in H2O] , Pf = Presión Estática [psia]

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1412001000800600400200160o120o80o40o0o0.90

0.95

1.00

1.05

1.10

1.15

1.20

1.25

1.30

1.35

1.40

1.45

1.50

1.55

1.60

1.65

1.70

1.75

0

Supercofor Natural GExample: Given: Gas specific Gas pressur Gas temper Find: Supercompr Solution from

Pf (psig)

Fpv

tf (oF)

TR

G

.60

.70

.80

.90

1.20

1.10

1.00

1.01

1.02

1.03

1.04

1.05

1.0

1.07

1.08

1.09

1.10

1.1

1.16

1.17

1.18

1.19

1.20

1.

1.26

1.27

1.28

1.29

1.30

1.35

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Tablas de Espesores de Tubería

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TAMAÑO O.D. enTUBERIA Pulg

0.035 0.049 0.068 0.068 0.095 0.095

0.138 0.186 0.245 0.245 0.315 0.315

0.049 0.065 0.088 0.088 0.119 0.119

0.257 0.33 0.425 0.425 0.535 0.535

0.049 0.065 0.091 0.091 0.126 0.126

0.328 0.424 0.568 0.568 0.739 0.739

0.065 0.083 0.109 0.109 0.147 0.147 0.187 0.294

0.538 0.671 0.851 0.851 1.088 1.088 1.304 1.714

0.065 0.083 0.113 0.113 0.154 0.154 0.218 0.308

0.684 0.857 1.131 1.131 1.474 1.474 1.937 2.441

0.065 0.109 0.133 0.133 0.179 0.179 0.25 0.358

0.868 1.404 1.679 1.679 2.172 2.172 2.844 3.659

0.065 0.109 0.140 0.140 0.191 0.191 0.250 0.382

1.107 1.806 2.273 2.273 2.997 2.997 3.765 5.214

0.065 0.109 0.145 0.145 0.2 0.2 0.281 0.4

1.274 2.085 2.718 2.718 3.631 3.631 4.859 6.408

0.065 0.109 0.154 0.154 0.218 0.218 0.343 0.436

1.604 2.638 3.653 3.653 5.022 5.022 7.444 9.029

0.083 0.12 0.203 0.203 0.276 0.276 0.375 0.552

2.475 3.531 5.793 5.793 7.661 7.661 10.01 13.7

0.083 0.120 0.216 0.216 0.300 0.300 0.437 0.600

3.029 4.332 7.576 7.576 10.250 10.250 14.320 18.580

0.083 0.12 0.226 0.226 0.318 0.318 0.636

3.472 4.973 9.109 9.109 12.51 12.51 22.85

0.083 0.120 0.237 0.237 0.281 0.337 0.337 0.437 0.531 0.674

3.915 5.613 10.790 10.790 12.660 14.980 14.980 19.010 22.510 27.540

0.247 0.355 0.71

12.53 17.61 32.53

0.109 0.134 0.258 0.258 0.375 0.375 0.500 0.625 0.750

6.349 7.770 14.620 14.620 20.780 20.780 27.040 32.960 38.550

0.109 0.134 0.28 0.28 0.432 0.432 0.562 0.718 0.864

7.585 9.289 18.97 18.97 28.57 28.57 36.39 45.3 53.16

0.301 0.500 0.875

23.570 38.050 63.080

0.109 0.148 0.25 0.277 0.322 0.322 0.406 0.5 0.5 0.593 0.718 0.812 0.906 0.875

9.914 13.4 22.36 24.7 28.55 28.55 35.64 43.39 43.39 50.87 60.63 67.76 74.69 72.42

0.342 0.500

33.900 48.720

0.134 0.165 0.25 0.307 0.365 0.365 0.5 0.593 0.5 0.718 0.843 1 1.125

15.19 18.7 28.04 34.24 40.48 40.48 54.74 64.33 54.74 76.93 89.2 104.1 115.7

0.375 0.500

45.550 60.070

0.165 0.18 0.25 0.33 0.406 0.375 0.562 0.687 0.5 0.843 1 1.125 1.312

22.18 24.2 33.38 43.77 53.53 49.56 73.16 88.51 65.42 107.2 125.5 139.7 160.3

0.250 0.312 0.375 0.437 0.375 0.593 0.750 0.500 0.937 1.093 1.250 1.406

3 6. 71 0 4 5. 68 0 5 4. 57 0 6 3. 37 0 5 4. 57 0 8 4. 91 0 1 06 .1 00 7 2. 09 0 1 30 .7 00 1 50 .7 00 1 70 .2 00 1 89 .1 00

0.25 0.312 0.375 0.5 0.375 0.656 0.843 0.5 1.031 1.218 1.437 1.593

42.05 52.36 62.58 82.77 62.58 107.5 136.5 82.77 164.8 192.3 223.5 245.1

0.250 0.312 0.437 0.562 0.375 0.750 0.937 0.500 1.156 1.375 1.562 1.781

4 7. 39 0 5 9. 03 0 8 2. 06 0 1 04 .8 00 7 0. 59 0 1 38 .2 00 1 70 .8 00 9 3. 45 0 2 08 .0 00 2 44 .1 00 2 74 .2 00 3 08 .5 00

0.25 0.375 0.5 0.593 0.375 0.812 1.031 0.5 1.28 1.5 1.75 1.968

52.73 78.6 104.1 122.9 78.6 166.4 208.9 104.1 256.1 296.4 341.1 379

0.250 0.375 0.500 0.375 0.875 1.125 0.500 1.375 1.625 1.875 2.125

5 8. 07 0 8 6. 61 0 1 14 .8 00 8 6. 61 0 1 97 .4 00 2 50 .8 00 1 14 .8 00 3 02 .9 00 3 53 .6 00 4 03 .0 00 4 51 .1 00

0.25 0.375 0.562 0.687 0.375 0.968 1.218 0.5 1.531 1.812 2.062 2.343

63.41 94.62 140.8 171.2 94.62 238.1 296.4 125.5 367.4 429.4 483.1 541.9

0.312 0.500 0.375 0.500

85.600 136.200 102.600 136.200

0.312 0.5 0.625 0.375 0.5

92.26 146.8 182.7 110.6 146.8

0.312 0.500 0.625 0.375 0.500

98.930 157.500 196.100 118.600 157.500

0.312 0.5 0.625 0.688 0.375 0.5

105.6 168.2 209.4 230.1 126.7 168.2

0.344 0.500 0.625 0.688 0.375 0.500

123.700 178.900 222.800 244.800 134.700 178.900

0.312 0.5 0.625 0.75 0.375 0.5

118.9 189.6 236.1 282.3 142.7 189.6

0.375 0.500

166.700 221.600

0.375 0.5

190.7 253.648 48.0

ESPESORES DE Y PESOS DE TUBERIA ANSI

36 36.0

42 42.0

32 32.0

34 34.0

28 28.0

30 30.0

24 24.0

26 26.0

20 20.0

22 22.0

16 16.0

18 18.0

12 12.750

14 14.0

10 10.750

11 11.750

8 8.625

9 9.625

6 6.625

7 7.625

4 1/2 5.0

5 5.563

3 1/2 4.0

4 4.500

2 1/2 2.875

3 3.500

1 1/2 1.900

2 2.375

1 1.315

1 1/4 1.660

1/2 0.840

3/4 1.050

140 XXH

3/8 0.675

16010 20 30 STD. 60 80 100 120XH

Color Negro: Valores de Espesor en Pulgadas Color Azul: Valores de Peso en lb/pie

405

1/8

1/4

0.405

0.540



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P&ID y Diagramas Separadores Trifásicos

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Coeficientes de EstranguladoresFijos de 2” Nominal

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TABLA DE COEFICIENTES DE FLUJO DE GAS PARA

ESTRANGULADORES FIJOS DE 2” NOMINAL

Manual SWT – Introductorio a Nivel 1 (Rev. 1) Coeficientes Estranguladores de Fijos de 2”


Estranguladores positivos 90º(From data by the Thornhill

Craver Company)

Tubos de Estrangulación(From data by the Railroad

Commission de Texas)Tamaño Coeficiente Coeficiente Coeficiente Coeficiente

pulg mm de Campo SI de Campo SI1/8 3.175 0.3199 1.3085 0.347 1.419

9/64 3.572 0.4111 1.6813 0.444 1.8165/32 3.969 0.5143 2.1037 0.553 2.26211/64 4.366 0.63 2.5769 0.674 2.7573/16 4.763 0.7581 3.1007 0.802 3.28

13/64 5.159 0.8975 3.671 0.956 3.917/32 5.556 1.049 4.2914 1.116 4.565

15/64 5.953 1.214 4.9636 1.288 5.268¼ 6.35 1.39 5.6871 1.47 6.013

17/64 6.747 1.571 6.4263 1.667 6.818

9/32 7.144 1.762 7.2078 1.885 7.7119/64 7.541 1.965 8.0369 2.11 8.635/16 7.938 2.178 8.9081 2.34 9.571

21/64 8.334 2.406 9.8428 2.601 10.63911/32 8.731 2.647 10.825 2.866 11.72323/64 9.128 2.898 11.855 3.144 12.86

3/8 9.525 3.162 12.932 3.4 13.90725/64 9.922 3.425 14.009 3.74 15.29713/32 10.32 3.7 15.134 4.063 16.61927/64 10.72 3.984 16.296 4.394 17.9727/16 11.11 4.278 17.499 4.73 19.347

29/64 11.51 4.582 18.74 5.101 20.86415/32 11.91 4.895 20.024 5.474 22.39

31/64 12.3 5.219 21.349 5.862 23.977½ 12.7 5.553 22.711 6.26 25.6059/16 14.29 7.004 28.647 8.01 32.7635/8 15.88 8.62 35.258 9.98 40.82

11/16 17.46 10.563 43.205 12.176 49.8033/4 19.05 12.716 52.103 14.49 59.267

Q=C X P X Fg X Ftf X FpvQ Aprox. = C X P

Sistema Ingles (De Campo) SIQ: MSCFD (60° F, 14.65 FSIA)P: PSIG + Atmosférica= PSIA

Fg: G/6.

Ftf:F °+460

520

Q: m3/dP: KPAG + Atmosférica= KPA

Fg: G/6.

Ftf:C °+16.273

16.288

Fpv: De Graficas Fpv: De GraficasEl uso tablas de Estranguladores positivos de 90° funciona para ajustables, pero la exactitudes muy pobreNOTA: Para obtener MMSCFD, divida MSCFD por 1000

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